Презентация на тему: 1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных

Реклама. Продолжение ниже
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
Определение фазовых проницаемостей
Определение фазовых проницаемостей
Определение фазовых проницаемостей
Тройная диаграмма насыщенностей для трёхфазной фильтрации при P пл < P нас
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
Тройная диаграмма насыщенностей для трёхфазной фильтрации при P пл < P нас
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
Пример ОФП. Смачивающая и несмачивающая фаза. ГИСТЕРЕЗИС ПРОНИЦАЕМОСТИ
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
ЛИТЕРАТУРА:
ЛИТЕРАТУРА:
ЛИТЕРАТУРА:
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1/24
Средняя оценка: 4.7/5 (всего оценок: 10)
Код скопирован в буфер обмена
Скачать (562 Кб)
Реклама. Продолжение ниже
1

Первый слайд презентации

1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных процессов ФАЗОВЫЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ Лекция 8 Москва 2016 Троицкий В.М.- канд. физ.-мат.наук

Изображение слайда
1/1
2

Слайд 2: Определение фазовых проницаемостей

2 Определение фазовых проницаемостей Абсолютные проницаемости Значение, мД ФПГ 100%, 92,51 ФПН 100% 73,48 ФПВ 100% 43,28 При известном расходе ΔQ i и вязкости μ i каждого флюида при фильтрации значения фазовых проницаемостей воды ( ФП в ), нефти ( ФП н ) и газа ( ФП г ) рассчитывались по формулам: , , где ∆Q н, ∆Q в, ∆Q г - расходы нефти, воды и газа, m н, m в, m г – динамические вязкости нефти, воды и газа соответственно в условиях эксперимента, L - длина модели пласта, ΔР - перепад давления, F - площадь поперечного сечения ОФП н =ФП н /ФПН 100% ; ОФП в =ФП в /ФПВ 100% ; ОФП г =ФП г /ФПГ 100% Расчет ОФП

Изображение слайда
1/1
3

Слайд 3: Определение фазовых проницаемостей

3 Определение фазовых проницаемостей Лаб.номер образца Прониц-сть, k N2 (мД) Объем пор, V пор, см 3 Длина, см Диаметр, см Объём образца, см 3 Пористость, % К во, % 1882/12 215 2,6441 3,022 2,933 20,4178 13 10,00 1884/12 206 2,808 3,021 2,935 20,4389 13,7 10,00 Модель пласта 192 5,4521 6,043 2,934 40,8566 13,4 10,00 Доли в потоке Насыщенности, д.ед. ОФП, % Нефть вода S н S в для нефти для воды 100 0 0,9000 0,1000 100,00 0 75 25 0,8371 0,1631 63,00 5,26 50 50 0,7892 0,2108 43,14 10,88 25 75 0,7393 0,2608 25,14 19,16 0 100 0,6447 0,3554 0 40,53 Параметры модели Двухфазная фильтрация в системе «нефть-вода» Характерная зависимость ОФП Изменение доли воды и нефти в потоке

Изображение слайда
1/1
4

Слайд 4: Определение фазовых проницаемостей

4 Определение фазовых проницаемостей Лаб.номер образца Прониц-сть, k N2 (мД) Объем пор, V пор, см 3 Длина, см Диаметр, см Объём образца, см 3 Пористость, % К во, % 1882/12 215 2,6441 3,022 2,933 20,4178 13 10,00 1884/12 206 2,808 3,021 2,935 20,4389 13,7 10,00 Модель пласта 192 5,4521 6,043 2,934 40,8566 13,4 10,00 Параметры модели Характерная зависимость ОФП S wo - неснижаемая остаточная водонасыщенность S * w - водонасыщенность, при которой ОФПв=1%, а ОФПн=100% S eq w - водонасыщенность, при которой ОФПв=ОФПн S ** w - водонасыщенность, при которой ОФПв=100%, а ОФПн=0% Основные количественные критерии насыщенности пласта S wo <S w <S* w - безводный приток S* w < S w <S** w – двухфазный приток воды и нефти S* w < S w < S eq w – наиболее вероятен приток нефти S eq w <S w <S** w – наиболее вероятен приток воды S w >S** w - приток только воды

Изображение слайда
1/1
5

Слайд 5: Тройная диаграмма насыщенностей для трёхфазной фильтрации при P пл < P нас

5 Тройная диаграмма насыщенностей для трёхфазной фильтрации при P пл < P нас Области одно-, двух- и трех-фазного потоков S(70,5); S(10,60); S(60,30)

Изображение слайда
Изображение для работы со слайдом
1/2
6

Слайд 6

Очередность проведения испытания при определении фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды (ОСТ 39-235-89)

Изображение слайда
1/1
7

Слайд 7

Очередность проведения испытания при определении фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды (ОСТ 39-235-89)

Изображение слайда
1/1
Реклама. Продолжение ниже
8

Слайд 8: Тройная диаграмма насыщенностей для трёхфазной фильтрации при P пл < P нас

8 Тройная диаграмма насыщенностей для трёхфазной фильтрации при P пл < P нас Р пл < P нас P пл = 12 МПа, Т= 65 о С, Р горн = 32 МПа точки – экспериментальные значения ОФП=0 для каждой из фаз

Изображение слайда
1/1
9

Слайд 9

9 Смачивающие и несмачивающие фазы Смачивающая фаза – правая ветвь, крутизна смачивающей фазы, стремится быстро к нулю, когда её насыщенность ещё большая. Несмачивающая фаза – левая ветвь, (независимо от того, каким флюидом представлена: газом, нефтью). Особенности (при изучении относительной фазовой проницаемости): - наличие точки равновесной насыщенности (точка насыщенности, при которой несмачивающая фаза становится подвижной (А)); быстрое увеличение ОФП для несмачивающей фазы при очень малом увеличении её насыщенности выше значения равновесной насыщенности; ОФП для несмачивающей фазы становится равной единице, когда её насыщенность ещё намного меньше 100%.

Изображение слайда
1/1
10

Слайд 10: Пример ОФП. Смачивающая и несмачивающая фаза. ГИСТЕРЕЗИС ПРОНИЦАЕМОСТИ

10 Пример ОФП. Смачивающая и несмачивающая фаза. ГИСТЕРЕЗИС ПРОНИЦАЕМОСТИ Р пл > P нас P пл = 1 5, 3 МПа, Т= 65 о С S 0 =19,4% S 0 =0%

Изображение слайда
1/1
11

Слайд 11

11 Предварительный анализ кривых ОФП Что дает анализ ОФП? На основании изучения ОФП можно составить некоторое представление о распределении жидкостей в пористой среде: при насыщенности, превышающей равновесную, несмачивающая фаза занимает (по сравнению со смачивающей фазой) поры большего размера ; - быстрое уменьшение ОФП для смачивающей фазы указывает на то, что большие поры пористой среды заполняются несмачивающей фазой; (Это также подтверждается быстрым увеличением ОФП для несмачивающей фазы); ОФП для несмачивающей фазы становится равной 1 при её насыщенности, меньшей 100%. (Это подтверждает, что часть порового пространства (даже взаимосвязанная) почти не участвует в общей проводимости пористой среды)

Изображение слайда
1/1
12

Слайд 12

12 Влияние насыщенности на проводимость пористой среды Объем порового пространства пропорционален квадрату диаметра поровых каналов Проводимость поровой среды пропорциональна диаметру поровых каналов в 4 степени Пример влияния насыщенности на проводимость пористой среды ЗАДАЧА

Изображение слайда
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
1/3
13

Слайд 13

13 ЗАДАЧА Влияние насыщенности на проводимость пористой среды Условие: Имеется 4 капиллярные трубки длиной L и диаметром 0,001; 0,005; 0,01; 0,05 см. Фильтруется жидкость вязкостью 1 сантипуаз. Диаметр керновой модели D=30 мм. Трубка большего диаметра заполняется нефтью с вязкостью приблизительно равной 1 сантипуаз. Найти: Общий поровый объем капиллярных трубок; Абсолютную проницаемость (при заполнении трубок только водой); Определить насыщенность модели нефтью и ОФП для нефти; Определить насыщенность и ОФП для второй фазы (воды). Используем уравнение Пуазейля и Уравнение Дарси

Изображение слайда
1/1
14

Слайд 14

14 Уравнение Пуазейля для течения жидкостей Представление проводящих жидкость каналов в пористой среде в виде непересекающихся трубок определенного радиуса - трубка радиуса r - n трубок радиуса r ⅀ - n трубок различного радиуса

Изображение слайда
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
1/6
Реклама. Продолжение ниже
15

Слайд 15

15 Уравнение Пуазейля для течения жидкостей Представление проводящих жидкость каналов в пористой среде в виде непересекающихся трубок определенного радиуса - трубка радиуса r - n трубок радиуса r ⅀ - n трубок различного радиуса

Изображение слайда
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
1/6
16

Слайд 16

16 Решение задачи Для расхода или проводимости модели по формуле ПУАЗЕЙЛЯ Из закона Дарси Насыщенность нефтью:

Изображение слайда
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
1/5
17

Слайд 17

17 ОФП и основные предположения Сумма всех значений ОФП для всех фаз равна 1. Для реальных пористых сред это предположение не верно! Основная причина : Явления адсорбции – образование отложений на внутренней поверхности капилляров (тонкой смачивающей пленки), уменьшающей эффективный диаметр проводимость для второй фазы. В результате уменьшается расход, а диаметр капилляра считается постоянным Нарушение правил нормировки: необходимо производить нормировку на К абс – максимальное из анализируемых фаз. Нормировка в системе «газ-вода», «газ-нефть», «нефть-вода»

Изображение слайда
1/1
18

Слайд 18

18 Особенности ОФП для различных кернов Какие типы коллекторов Вы знаете? Какие типы коллекторов самые распространенные? Сцементированные песчаники, несцементированные песчаники Разница в ОФП заключается : неодинаковый наклон ОФП ( пример ), разные значения водонасыщенности S ов, при которых ОФП в (или ФП в ) становится пренебрежимо малой (или равной нулю). В сцементированной пористой среде ОФП в =0 при значительно большем значении водонасыщенности S w, чем для несцементированной: S ов (сцементированный) > S ов (несцементированный) Это различие показывает, что ОФП зависит от геометрии порового пространства.

Изображение слайда
1/1
19

Слайд 19

19 Основные понятия при анализе ОФП Характерное поведение для всех зернистых материалов (сцементированных и несцементированных песчаников, доломитов) Смачивающая и несмачивающая фаза ; 2) Равновесная (критическая) насыщенность для смачивающей S вк и несмачивающей S нк фазы равны (15-35% для С и 25-50% для Н); 3) Точка пересечения С и Н фазы- равенство гидродинамической подвижности фаз; По оси ОХ обычно откладывается насыщенность более плотной фазы. В 1936 году Ботсет первым ввел понятие фазовой проницаемости; В 1941 году Леверетт исследовал подробно 2-х фазную систему «нефть-вода». Ботсет, Маскет - 2-х фазную систему «вода-газ» Влияние на ОФП параметров : µ, Р/ L, σ -поверхностное натяжение. Вывод Леверетта : ОФП не сильно зависит от вязкости, является функцией распределения пор по размерам, давления вытеснения, градиента давления и насыщенности жидкостями. Давление вытеснения и градиент давления – параметры, которые необходимо учитывать при определении ОФП.

Изображение слайда
1/1
20

Слайд 20

20 К пр.абс.= 50мД, S w =20% К пр.абс.= 30 0мД, S w =13% К пр.абс.= 7 50мД, S w =12% Зависимость ОФП от начальной водонасыщенности и абсолютной проницаемости КИН =41% КИН=42% КИН=54%

Изображение слайда
1/1
21

Слайд 21: ЛИТЕРАТУРА:

ОСНОВНАЯ: 1. Эфрос Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем. – М., Гостехиздат, 1963. 2. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. – М., Гостоптехиздат. – 1962.-570 стр. 3. Розенберг М.Д., Кундин С.А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. – М.: Недра. – 1976, - 198 стр. 4. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика. Учебное пособие для вузов. – М.- Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005, 544 с.

Изображение слайда
1/1
22

Слайд 22: ЛИТЕРАТУРА:

ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ: 1. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. – М., Недра.-1971.-309 стр. 2. Степанова Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. – М., «Газоил пресс»». -2006.-200 стр. 3. Селяков В.И. Кадет В.В. Перколяционные модели процессов переноса в микронеоднородных средах. – М.: недра. – 1995.- 222 стр. 4. Бергман Л. Ультразвук и его применение в науке и технике.вод с немецкого. – М.: ИЛ.- 1957.- 726 стр.

Изображение слайда
1/1
23

Слайд 23: ЛИТЕРАТУРА:

ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ: 5. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке нефти и газа. М.: «Грааль», 2002. 6. Николаевский В.Н. Геомеханика и флюидодинамика. – М.: Недра, 1996, 447 с. 7. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. – М.: Недра, 1984, 211 с. 8. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. – М.: Струна, 1998, 628 с. 9. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. – М.: Недра, 1984, 270 с. 10. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. – М.: Гостоптехиздат, 1963, 396 с.

Изображение слайда
1/1
24

Последний слайд презентации: 1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных

24 СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ ! internet: www.vniigaz.ru intranet: www.vniigaz.gazprom.ru e-mail: vniigaz@vniigaz.gazprom.ru телефон: (+7 495) 355-92-06 факс: (+7 495) 399-32-63

Изображение слайда
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
1/4
Реклама. Продолжение ниже