Начало нагнетания воды

Последнее сообщение
RomanK. 2164 14
Апр 11

А все таки. Если при начальной нефтенасыщенности, относительная фазовая по воде равна нулю - как можно закачать в пласт первую каплю воды бесконечно-большой вязкости?

Thorio 208 12
Апр 11 #1

Нас на гидромехание учили, что абсолютно непроницаемых веществ не существует. Даже сталь при большой депрессии и достаточном времени проницаема для воды (рассказывалось об эксперименте, вроде где-то в Баку проводили исследования). У глин проницаемость 10^-7 дарси. 

Так может быть и фазовая ненулевая? Мааааленькая, но ненулевая. Досточной репрессии (давления нагнетания), возможно, хватит чтобы слегка увеличить насыщенность, а дальше по экспоненте увелиивается насыщеность и проницаемость?

Я думаю, что примерно так.

VIT 1124 15
Апр 11 #2

Фазовые проницаемости, как впрочем и проницаемость порового медиума, это только абстрактная концепция, а не физический закон. К тому же есть еще spontaneous imbibition.

RomanK. 2164 14
Апр 11 #3

Спонтанная имбибиция, хехе. Надо будет ввернуть фразочку. Когда однажды я упомянул "числовая дисперсия фронта насыщенности" всё окружение ржало минуты три. Имбибиция минут на пять потянет.

Eric_Cartman 125 11
Май 11 #4

Относительная фазовая по воде, равная нулю при начальной нефтенасыщенности, - это значение для воды, содержащейся в пласте. И показывает что если приложить давление - вода течь не может. Ей просто неоткуда взяться, она ВСЯ связана в капиллярах. Нету воды для течения.

Другое дело, вода извне. Вода поступившая из скважины - не связана кап. давлениями, ничем другим, она свободна.

 

А почему первая капля воды должна быть бесконечно-большой вязкости?

RomanK. 2164 14
Май 11 #5

Относительная фазовая равная нулю эквивалентно бесконечно-большой вязкости.

Хорошо, какой тогда вязкостью обладает вода поступившая из скважины (свободная вода)? И почему тогда эта свободная вода попадая в пласт становится очень несвободной? Именно этот момент и интересен - инициация нагнетания. 

Eric_Cartman 125 11
Май 11 #6

Связанная вода образуется при формировании залежи. Первоначально нефть поступая в ловушку вытесняет воду, сколько может. Все что не получилось вытеснить за млн. лет формирования залежи - вода, оставшаяся в капиллярах и удерживаемая силами капилярного давления.

Что касается фазовых проницаемостей - то это величина относительная, зависит от того в какую сторону будет двигаться жидкость. Вот у нас  есть система нагнетательная скважина - пласт. В пласте водонасыщенность минимальная - т.е. вся вода связанная, в скв - 100% водонасыщенность (ну так упрощенно примем проперфорированный участок скв - как часть пласта). Для воды фаз. проницаемость в пласте равна нулю, вся вода связана, просто нечему течь. Но в скв, вся вода свободная - для нее фаз. проницаемость выше нуля, она может двигаться. Вот и получается что при приложении градиента давления от пласта в скв фаз. проницаемость для воды равна нулю, в обратно направлении фаз. проницаемость для воды отлична от нуля. Вода из пласта в скв течь не может, а из скв в пласт - может. 

VIT 1124 15
Май 11 #7

Квантовая физика какая-то получается. Это описание того как это моделируется в 3D симуляторах, но сам пример неверный. В данном примере, если обобщить, можно тогда вместо пласта поставить бетон и вода должна туда течь...

Thorio 208 12
Май 11 #8

"в обратно направлении фаз. проницаемость для воды отлична от нуля" - тогда чему она равна и как получается такое значение?

Eric_Cartman 125 11
Май 11 #9

Таким образом моделируется в 3Д симуляторах, это верно, и по моему они там логично все объясняют. Если вам не нравится такой пример - можно и на ячейках симулятора, главное смысл такой же.

А про бетон, вы чего то путаете, если быть точнее - путаете фазовую проницаемость с абсолютной. ОФП для воды равная нулю - не означает что нет проницаемости как таковой. Мы сейчас о проницаемых средах говорим.

Eric_Cartman 125 11
Май 11 #10

если смотреть в симуляторах - там вроде берется ОФП ячейки откуда течет жидкость. может как-то усредняется, но я не уверен. ХВ я не заканчивал, а в российских ВУЗах этому не учат (при мне по крайней мере не учили).

В природе оно конечно зависит от фазового натяжения, как-то от нее получается.

RomanK. 2164 14
Май 11 #11

В симуляторе это делается "изящным" методом:

Вязкость нагнетаемой воды расчитывается как сумма подвижностей фаз в ячейке. 

То есть, в начале нагнетания Kw=0 и подвижность нагнетаемой воды равна подвижности нефти :) Очаровательно. 

В TD оставлено замечание: "В случае когда вода закачивается в ячеку изначально насыщенную нефтью, указаное выражение приводит к тому, что приемистость нагнетательной скважины изменчиво, до тех пор пока ячейка полностью не заполнится водой..." и рекомендация "Если вас это сильно парит, используйте ключевое слово которое позволяет задать напрямую подвижность закачиваемого агнета". То есть, решения два:

1. Использовать хоть какую-то подвижность в начальный момент (например нефти)

2. Напрямую "перебивать" Krw=0 при Sw=min на Krw=max при Sw=max

Тоже так себе пояснение.

Eric_Cartman 125 11
Май 11 #12

интересно:) а можно источник почитать?

RomanK. 2164 14
Май 11 #13

Это "Техническое Описание" к eclipse, а вообще я встречал кажется в Каневской что-то.

Eric_Cartman 125 11
Май 11 #14

Пробежался бегло по тех. описанию еклипса, не нашел этой части. Позже поглубже поищю. Но давайте разберемся, на ячейках. 

Это формула вязкости флюида, не воды. Если брать скв. за ячейку, то водонасыщенность там 100%, т.е. вязкость флюида = вязкости воды, как это и написано.

При просачивании воды в ячейку пласта, то в этой самой первой ячейке насыщенность будет меняться от SWmin до SWmax, соответственно будет менять и вязкость флюида, по формуле приведенной выше. Т.е. если взять ячейки скв. - пласт, то при приложении давления от скв к пласту в ячейке скв. движется флюид с вязкостью воды, а в ячейке пласта - флюид вязкость которого меняется по приведенной выше формуле по мере увеличения водонасыщенности.

Но по моему мы ушли от темы, вопрос был как вода попадет в первую ячеку пласта я так понимаю, если подвижность в этой ячейки для воды равна нулю. Так вот, насколько я понимаю подвижность воды в ячейке куда втекает воды роли не играет, важна подвижность воды в ячейке откуда притекает вода, в данном случае скважины.

 

RomanK. 2164 14
Май 11 #15

Нет, это mobility of injected phase. Найти можно в описании ключевого слова COMPINJK или в TD: Injecting connections. Симуляторы не объясняют как можно начать нагнетание при Krw=0, а изящно обходят этот момент заменяя подвижность воды на подвижность нефти.

Eric_Cartman 125 11
Май 11 #16

А, нашел: ... In these circumstances it is standard practice to replace the term in [EQ 76.21] and [EQ 76.22] with its sum over all phases, to give in ECLIPSE 100. <формула>

...where here refers to the injected phase. The connection injectivity is thus a function of the total fluid mobility in the grid block.

Но суть не этом, как я уже писал, на границе раздела ячеек важно свойства ячейки откуда течет вода, а не куда она втекает.

RomanK. 2164 14
Май 11 #17

Да правильно, если отречься от фазовых, а точнее если отречься от понятия "средняя насыщенность в блоке". При использовании абстракции "средняя насыщенность" и "ОФП" получается невозможность закачать воду в ячейку предельно насыщенную нефтью, для устранения этого "деффекта" прибегают к методам указаным выше.

Что касается мануала, то ты не дочитал:

 

If gas or water is injected into a grid block initially containing oil, this relationship will cause
the well’s injectivity to vary until the grid block is completely flooded out with the injected
phase. In reality however, most of the pressure drop occurs over a region close to the well, and
when this region has flooded out the injectivity will stay approximately constant. If the grid
block size is much larger than this region, the calculated injectivity will be incorrect until the
whole grid block has flooded out.
 
Что и являлось причиной темы.

 

Eric_Cartman 125 11
Май 11 #18

Вся соль в понятии  "средняя насыщенность" и "средняя ОФП" между двумя ячейками. ОФП между двумя ячейками осредняется не как остальные параметры (пористость, проницаемость, насыщенность). точнее она вообще не осредняется а берется офп откуда из ячейки откуда течет флюид.

Возвращаясь к мануалу - тут мне как раз все понятно. Как я выделил выше приемистость - функция от подвижности флюида в ячейке нагнетания. Описывается приведенной опять же выше формулой. Поскольку флюид в ячейке нагнетания меняется (сначала нефть, затем постепенно заводняется), то соответственно меняется подвижность этого флюида, до тех пор пока ячейка полностью не заводнится. Если ячейка очень уж большая, заводнять ее придется сравнительно долго, что приводит к доп. погрешностям. И этот эффект будет наболюдаться при любом содержании подвижной нефти, даже с не максимальной нефтенасыщенностью. (..into a grid block initially containing oil - не означает что нефтенасыщенность максимальна) Перепады приемистости будут до тех пор, пока скважина полностью не заводнит какую-то небольшую область вокруг себя.

RomanK. 2164 14
Май 11 #19

Ну да, так и написано стотысяч постов выше :)

Если ячейка изначально заполнена только нефтью приемистость будет равна приемистости по нефти

Про "среднюю ОФП" между ДВУМЯ ячейками я ещё ничего не писал. Имеется в виду "средняя насыщенность" одной ячейки. Для характерного размера ячейки 50x50 получается первые граммы закачанной воды не изменяют значительно среднюю насыщенность всего блока, поэтому по ОФП приемистость по воде остается равной практически нулю, что вызывает большие проблемы при расчетах. Если бы, рассматривалась модель, когда первые граммы воды образуют слой вокруг скважины бесконечно малой толщины, но с максимальной водонасыщенностью - все стало бы верным. Что однако не снимает вопроса, а как образовать этот бесконечно малый водонасыщенный слой? Ну типа всё сначала.

Поэтому, как правильно было отмечено ранее, ОФП не есть истинна, а есть абстракция позволяющая нам (иногда) принимать (как нам кажеться) верные решения о процессах происходящих в пласте. И как любая абстракция, имеет некие проблемы на граничных значениях. Здесь не надо много думать и писать - это был пост-шутка для людей "зашариных" на ОФП.

Eric_Cartman 125 11
Май 11 #20

По моему никаких проблем на граничых значения у ОФП нет. ОФП по воде равная нулю не говорит о том, что нельзя закачать воду (скажем в ячейку) извне, она показывает что нельзя выкачать воду (из этой ячейки).

А раз уж привязался к мануалу - то там вообще не пишется про "приемистость по нефти". Приемистость закачиваемой воды будет определяться мобильностью флюида содержащегося в ячейке, ее же надо вытеснить сначала.

RomanK. 2164 14
Май 11 #21

Вот ты упертый. Я привел формулу по которой расчитывается подвижность нагнетаемой фазы (буквочка "p" в индексе "phase").

Исходя из которой подвижность закачиваемой воды складывается из подвижности нефти и воды в ячейке. В начальный момент, подвижность воды равна нулю, следовательно подвижность складывается только из подвижности нефти. Если ты видел как изменяется при расчете приемистость (а она скачет) ты поймешь что я имею в виду. Раньше я не знал, теперь я знаю почему. Это конец пути И НЕ НАДО БОЛЬШЕ СЮДА ПИСАТЬ !!!111!!! :)

Go to top