جستجوی مقالات مرتبط با کلیدواژه "فشار مویینگی" در نشریات گروه "مهندسی شیمی، نفت و پلیمر"
تکرار جستجوی کلیدواژه «فشار مویینگی» در نشریات گروه «فنی و مهندسی»-
روش های متعددی برای بررسی رفتار مویینگی سیالات چند فازی درون محیط متخلخل سنگ مخزن وجود دارد. یکی از این روش ها، استفاده از داده های اندازه گیری شده در آزمایشگاه و روش دیگر استفاده از توابع ریاضی است. از ضروری ترین ویژگی های این توابع، داشتن درجه آزادی کافی برای مدل سازی می باشد. در این مقاله ابتدا روش تحلیلی که توسط لوملند و ابل تافت ارائه شده بررسی گردیده و نتایج آن برای تخمین منحنی های فشار مویینگی حاصل از آزمایشات سانتریفیوژ بر روی نمونه های متعددی از سنگ کربناته یکی از میادین هیدروکربوری مناطق نفتی جنوب کشور استفاده شده است. سپس به منظور توسعه روش LET، با تغییر در برخی پارامترها، منحنی های فشار مویینگی مدل سازی شده است. نتایج به دست آمده نشان می دهد که روش توسعه یافته بدون نیاز به انجام آزمایشات فشار مویینگی و صرف هزینه، تنها با استفاده از داده های معمول مغزه قادر به پیش بینی منحنی های فشار مویینگی می باشد. برای نشان دادن اعتبار روش توسعه یافته، از نتایج آزمایشات متعدد فشار مویینگی که با روش سانتریفیوژ در فرآیند تخلیه بر روی نمونه های سنگ کربناته یکی از میادین هیدروکربوری جنوب ایران انجام شده، استفاده شده است. با توجه به مقادیر خطای محاسبه شده برای نتایج این روش (0/18 >r2)، این روش ضمن سهولت به کارگیری، از میزان دقت قابل قبولی نیز برخوردار می باشد.
کلید واژگان: فشار مویینگی, مدل LET 1, فرآیند تخلیه, مدل سازی رفتار مویینگی, روش سانتریفیوژThere are several methods to study the capillary behavior of multi-phase flow performance within reservoir rock. One is the actual determination of multiphase flow properties from measured data, and the other is the representation of the proposed functions for capillary pressure. It is essential that these functions have sufficient degrees of freedom to model the measured data. In this study, the new analytical correlation (LET function, proposed by Lomeland and Ebeltoft) is first defined and used to investigate the results of experimental capillary pressure by centrifuge for numerous samples from an Iran carbonate reservoir rock of southern oil fields. Then, by tuning the existing parameters in the function, a model was developed and completed to predict the capillary pressure curves. The results show that without any time and cost used for the experimental measurements of capillary pressure and only by applying the routine core parameters, the developed model can estimate the capillary pressure curves. This developed model is very simple to use and more accurate than other models. In order to demonstrate the validity of this correlation, the predicted results are compared with those obtained from several experimental measurements conducting a centrifuge method on several core samples from one of the Iran carbonated rocks. Regarding the amount of the calculated error (R2<0.18), this method has acceptable accuracy and is easy to use.Keywords: Capillary Pressure, LET Function, Drainage Mechanism, Modeling Capillary Pressure, Centrifuge Method -
تعیین اشباع سیالات از پارامترهای اساسی جهت تخمین هیدروکربور درجای مخازن است که مبنای تصمیم گیری های اقتصادی تولید از مخازن می باشد. روابط آرچی متداول ترین روابطی است که در تعیین اشباع سیالات به کار گرفته می شود. یکی از پارامترهای مهم در این روابط، نمای اشباعی است که با اندازه گیری مقاومت ویژه سنگ در اشباع جزئی تعیین می شود. نمای اشباعی با دو پارامتر دیگر رابطه آرچی که ضریب سیمان شدگی و پیچاپیچی می باشند، تفاوت های اساسی دارد. ضرایب سیمان شدگی و پیچاپیچی بیشتر به نوع سنگ بستگی دارد، ولی نمای اشباعی به نحوه توزیع سیالات در محیط متخلخل و در نتیجه به پسماند اشباع شدگی طی فرایندهای آشام و تخلیه و نیز ترشوندگی وابسته است. هدف از این تحقیق، بررسی تاثیر پسماند اشباع شدگی و ترشوندگی بر روی نمای اشباعی می باشد. بدین منظور با استفاده ازسیستم چهار الکترودی اندازه گیری مقاومت الکتریکی، نمای اشباعی طی سیکل های مختلف اشباع شدگی از حالت تخلیه اولیه تا ثانویه در دمای مخزن و با استفاده از نفت مخزن برای پنج نمونه مغزه اندازه گیری شده است. روش مورد استفاده، صفحه متخلخل و دینامیکی است که در آن همزمان منحنی های کامل فشار مویینگی و ترشوندگی نمونه ها تعیین می گردند. نتایج، بیان گر تاثیر پسماند اشباع شدگی بر روی نمای اشباعی در نمونه های مختلف مورد آزمایش طی مراحل تخلیه اولیه، آشام خود به خود و اجباری و تخلیه خود به خود و اجباری است که تغییراتی را از 1/0 تا 66/0 در مقدار نمای اشباعی به وجود می آورد، به طوری که این تغییرات در نمونه های نفت تر بیشتر از نمونه های آب تر روی می دهد.
کلید واژگان: نمای اشباعی, ترشوندگی, پسماند, فشار مویینگی, معادله آرچیThe determination of fluid saturation is vital for the estimation of hydrocarbon in place which is the base for economic decision making about reservoir production. Archie’s equations are the most prevalent equations used for saturation calculation. One of the important parameters in these equations is saturation exponent. Saturation exponent has fundamental difference comparing with other parameters which are cementation exponent and tortuosity. Cementation exponent and tortuosity mostly depend on rock type but saturation exponent depends on the distribution of fluids and therefore the hysteresis of saturation during imbibitions and drainage and also wettability. The purpose of this research is an investigation into the effect of saturation hysteresis and wettability on saturation exponent. The saturation exponent was measured from primary drainage to secondary drainage with a four-electrode system at reservoir temperature with reservoir fluids on some cylindrical core samples. Dynamic porous plate technique was used، for which full capillary pressure curves and wettability with combined Amott-USBM were determined simultaneously. It was concluded that the saturation hysteresis affects saturation exponent in different samples during imbibition and drainage and cause it to range from 0. 1 to 0. 66; the variations were higher in oil-wet samples than water-wet samples.Keywords: Saturation Exponent, Wettability, Hysteresis, Capillary Pressure, Archie Equation -
در ابتدای تولید از مخازن شکاف‌دار، به علت بالا بودن تراوایی شکاف‌های عمودی نسبت به سنگ مخزن، نفت تولید شده عمدتا سبب تخلیه شکاف‌های عمودی می‌شود. در نتیجه ناحیهای جدید به نام مورد تهاجم گاز، شکل میگیرد. به علت وجود گاز در شکاف‌های اطراف و نفت در داخل سنگ مخزن شرایط غیرمتعادل ایجاد می‌شود که سبب ریزش ثقلی نفت از سنگ می‌شود. یکی از عوامل مهم در چگونگی عملکرد مکانیزم ریزش ثقلی در ناحیه مورد تهاجم گاز، خواص فیزیکی شکاف‌های افقی موجود در این ناحیه می‌باشد. در اکثر موارد فرض بر این است که شکاف‌های افقی، موجب جدا شدن سنگ مخزن به صورت فیزیکی و عدم پیوستگی مویینگی می‌باشد. اگر بلوک‌های ناحیه گاز زده، به صورت مجزا از هم عمل کنند، میزان نفت قابل استحصال از مخازن شکاف‌دار، تحت مکانیزم ریزش ثقلی بسیار ناچیز خواهد بود. اما چنانچه پیوستگی فشار مویینگی در بین بلوک‌ها برقرار باشد، سبب خواهد شد تا میزان قابل ملاحظهای از سیال موجود در سنگ مخزن از ناحیه مورد تهاجم گاز تولید شود. این افزایش تولید را می‌توان با تغییر در فشار مویینگی بلوک مورد بررسی قرار داد. از این رو لازم است تا برای شکاف افقی، فشار مویینگی و تراوایی اختصاص داد تا تولید از سیستم تعریف شود. بر این اساس مدل‌هایی برای توابع شبه فشار مویینگی، تعریف شده است که بر اساس آن فشار مویینگی بلوک تحت تاثیر شکاف، تغییر می‌یابد، به شکلی که می‌توان مقدار تولید از بلوک‌های بر روی هم انباشته را مدل کرد. در این مطالعه بر اساس مجموعه آزمایش‌های انجام گرفته توسط فیروزآبادی و همکاران در زمینه پیوستگی فشار مویینگی، تراوایی در شکاف افقی و اثر آن در تولید از بلوک‌ها، مدلی با استفاده از شبه توابع فشار مویینگی ارایه شده است. بر این اساس برای شکاف افقی، فشار مویینگی تعریف شد، که مقدار آن تابعی از ارتفاع شکاف نسبت به سطح تماس نفت و گاز (GOC) و عرض شکاف می‌باشد. این فشار مویینگی سبب کاهش فشار مویینگی بلوک می‌شود، به‌طوری‌که تولید از دسته بلوک‌ها حاصل شود. بر اساس مدل ارایه شده، تعریف تراوایی محیط شکاف، نقش عمده‌ای در کنترل جریان ندارد.
کلید واژگان: ریزش ثقلی, تراوایی نسبی, ناحیه مورد تهاجم گاز, فشار مویینگی, مخازن شکاف دار, محیط متخلخل شکاف دارThe gravitational drainage of oil in gas-invaded zone is identified as the major production mechanism in carbonate reservoirs. Oil is kept in a matrix block surrounded by gas and then subject to two distinct and opposing forces. Due to the difference between oil and gas densities, gravitational forces tend to expel oil through the lower part of the block, while oil-rock adhesive force acts to peneterate within the rock. Drainage arises when “gravitational” and “capillary” forces coincide. In this study, the mathematical modelling of gravitational drainage in naturally fractured reservoir is presented which involve capillary, gravitational, and infiltration processes. A simple approach was proposed to simulate gas-oil gravity drainage process in fractured porous media using an appropriate fracture capillary pressure. The permeability value is approximated by the location of fracture in the stack block. The capillary pressure in horizontal fracture is related to height of fracture in stack block to gas-oil interface. Numerical simulation results revealed good agreement with experimental data. This study revealed that capillary continuity and fracture transmissibility are the most important factors in oil recovery by gravitational drinage mechanism.
Keywords: Gravity Drinage, Relative Permeabiliry, Gas Inavaded Zone, Capillary Pressure, Fractured Reservoir, Fractured Porous Media
- نتایج بر اساس تاریخ انتشار مرتب شده‌اند.
- کلیدواژه مورد نظر شما تنها در فیلد کلیدواژگان مقالات جستجو شده‌است. به منظور حذف نتایج غیر مرتبط، جستجو تنها در مقالات مجلاتی انجام شده که با مجله ماخذ هم موضوع هستند.
- در صورتی که می‌خواهید جستجو را در همه موضوعات و با شرایط دیگر تکرار کنید به صفحه جستجوی پیشرفته مجلات مراجعه کنید.
©2000-2025 magiran.com All Rights Reserved.