Июл 08
Коллеги!
Просвятите по сути эксперимента для определения krw и kro... Как это делается у нас в России и за рубежом?
И сколько это стоит?
За ссылки на подробные материалы буду очень благодарен.
Опубликовано
03 Июл 2008
Активность
44
ответа
16623
просмотра
21
участник
0
Рейтинг
Есть два основных метода - Steady and Unsteady displacement. В первом случае прокачивают смесь воды и нефти через керн в разных пропорциях. При втором методе закачивают воду. По большому счету принципиальных отличий нет как это делается у нас и зарубежом, но есть некоторые сложности при интерпретации unsteady метода, поэтому разные конторы могут использовать разные методики. Мне лично больше нравится steady, но он занимает дольше времени и дороже.
VIT, уточни плиз про "Unsteady displacement" - воду закачивают в нефтенасыщенный образец (т.е. imbibition)? или..?
Предварительно образец насыщают нефтью до состояния связанной воды. Советую поискать в интернете, там вывалятся несколько ссылок с разных лабораторий. Там будут все подробности.
Может быть это несвоевременно, но все же...
Для определения относительных фазовых проницаемостей (ОФП) методом нестационарного вытеснения (Unsteady-State Displacement) нужно проделать следующие операции:
1. Создать в образце начальную нефтеводонасыщенность. Тут может быть два варианта.
а. Как любят делать на западе: сухой образец насыщается моделью пластовой воды (обычно это просто раствор поваренной соли). Затем образец помещают в кернодержатель установки и прокачивают через него нефть, пока не перестанет выходить вода.
б. Как обычно делают у нас. Насыщают образец моделью пластовой воды, крутят его на центрифуге - этим отгоняют подвижную воду. Потом донасыщают образец керосином. Затем в установке прокачивают нефть, замещая керосин.
По некоторым причинам второй метод практичнее.
2. Проводят вытеснение. Через нефтенасыщенный образец прокачивают воду. Во время эксперимента записывают сколько воды закачали, сколько нефти вытеснили и перепад давления на образце.
3. Наконец, подходят к расчету ОФП. Берут записанные данные и обрабатывают эти данные при помощи различных методов. Самое простое, что можно посоветовать - это метод JBN. Но есть одно "но" - чтобы посчитать по этому методу, должна быть большая скорость вытеснения. Другой метод - автоматической адаптации - самый современный и дает наиболее вменяемые результаты. Однако, там не все так просто. Для этого метода нужна программа, типа Сендры, а это очень дорого.
как как...берем Фазовую проницаемость и делим ее на абсолютную П., определенной при фильтрации одной фазы.
_______________________________________________________________
Вообщем вся эта фазовая проницаемость чушь собачья, ее ввели в теорию фильтрации формально в рамках осн.характеристик пористой среды как сплошной, а не дискретной среды. короче говоря она физически не обаснована для всего диапазона изменения скоростей фильтрации и соотв. им нелинейных законов фильтрации.
_____________________
Уточните вопрос, какие именно иследования, на каких режимах, тип скважин и вообще месторождение какого типа?
Как впрочем и закон Дарси, что не мешает, однако, нам им пользоваться весьма успешно.
Поделитесь пожалуйста описанием основных установок/принципов/методик.
Кто в петрофизике работает, должны же быть какие-то материалы? Очень нужно
Нарыл у себя краткое описание процесса, может пригодится___.doc
А еще что-нибудь есть?
Много чего есть
Есть общий документик, которым все пользуются
ОСТ 39-235-89 Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях ...
Но вариантов его реализации на практике есть очень много
Интересно, что никто ничего не пишет. Все так уверены в результатах лаб ОФП? Или адаптация гидродинамики все равно все поставит на место?
А никто не слышал про метод Кундина Куранова?!
Описан в статье от 1960 г.
С.А.Кундин И.Ф.Куранов
К вопросу о методике расчетов фазовых проницаемостей по данным опытов по нестационарному вытеснению нефти водой.
Хотелось бы где-нибуль еще по подробней про него прочитать, увидеть пример расчетов.
2Mind Master , 2All
Ни у кого не завалялась демо-версия сендры ?!
Если есть информация/примеры расчетов в условиях проведения эксперимента на кернах не могли бы дать ссылки на чтиво ?!
Этот же вопрос обсуждается в такой же теме Как определяют ОФП в лабораторных условиях?!
Не видел ни одной фазовой определенной на нестационарной фильтрации в России. Было бы интересно знать кто способен с уверенностью сказать, что могут качественно это делать. Зарубежные лаборатории предлагают оба метода.
В России руководствуются ОСТ 39-235-89 Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях ...
Он актуален для большей части эксплуатируемого сейчас в лаб железа, но устарел морально. Вариантов его исполнения на практике много и можно долго спорить о влиянии каждого из этапов на результат.
Почитайте. Познавательно.
Еще фазовые можно построить из данных по добыче
2 Eugene
Скажем так, что в той теме не раскрыли даже 2% расчетов. Если сказать вообще ничего не раскрыли, ОСТ при нестационарном вытеснении не спасает. А делать стационарное отнимет значительное время.
Вот и ищются таланты=)
Если вы не из теоретических побуждений интересуетесь, то прежде чем переходить к рассчетам, давайте выясним кто же реально на железе по отработанной или даже еще круче аттестованной методике делает такие работы на территории РФ!
В принципе с целью научного интереса можно делать такие работы хоть где, но за результат отвечать, не думаю, что возьмутся. За стационарные то не все могут...
Ознакомился с кратким описанием процесса определения ОФП по ОСТ 36-195-86 и возник ряд вопросов.
1. Приведена следующая формула для подсчета относительной проницаемости по нефти:
Кн отн = Кн i / К
Кн отн - ОФП для нефти
Кн i - фазовая проницаемость для нефти на i-ом режиме
К - фазовая проницаемость образца по нефти при остаточной водонасыщенности
Но ведь К должна быть абсолютной, а не фазовой! Значение Кн отн получается не фактическое, а нормированное на фазовую проницаемость при остаточной водонасыщенности. Правильно ли это?
2. Из описания не совсем понял, ОСТом предусмотрено только определение ОФП для дренажа? Или для пропитки тоже определяют ОФП?
2. Эксперимент с замерами начинается когда образец насыщен нефтью до остаточной воды. Капиллярки делают в основном для дренажа, а ОФП для проптики. Во всяком случае мне ни разу не попадались ОФП для дренажа.
Я извиняюсь, но в какой редакции вы читали ОСТ?
В п 5.2 написано "K - проницаемость образца для воды при 100% водонасыщенности, мкм2"
и далее
"Фазовые проницаемости относят к величине проницаемости для воды при 100% водонасыщенности, которая является фильтрационной характеристикой породы в условиях равновесия породообразующих минералов с водной фазой". Все как по нотам.
Нормирование на проницаемость при остаточной водонасыщенности "ввели" в лабораториях для отчета и ничего более, никакого смысла этому не придают. Далее инженер решает, что использовать...
Прошу прошения, но это очереднорй пример того как можно читать один и тот же текст, а понимать его по разному...
По поводу пропитки/дренажа. Я очень сомневаюсь, что вы сможете обосновать, что ожидаемые различия в этих кривых будут результатом фундаментальных причин, а не ошибок измерения, тем более в отсутствии методического обеспечения.
Не сочтите за буквоедство, но ОСТ 39-195-86 называется "Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях".
Где вы там нашли формулу для ОФП?
В кратком описании упоминется ОСТ 36-195-86 «Единая отраслевая методика по определению в лабораторных условиях параметров, характеризующих коллекторские свойства пласта»
Кстати Вы упоминали ОСТ 39-235-89 Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях ...
Немогли бы вы поделиться этим документом?
Нда. Проглядел. 36. 39.
По документам - пишите в личку.
Ну и мысли вслух.
Странная ситуция с этими ОСТ... уж под 20 лет документам, при этом они уже не имеют силы, т.к. вышел ФЗ, а у большинства и старья то так и нет...
Кто с чем и как работает не понятно! Но и лаборатории коптят и модели считаются...
Коллеги, если есть у кого-то хоть какая-то инфа по unsteady displacement методу, поделитесь пожалуйста
Кстати, почти одновременно с этими учеными тот же метод опубликовал в СССР Эфрос Д.А.
А вот этот замут с центрифугой как отражается на результатах? В образец же тогда воздух попадет, правильно? Получается что сначала вода, потом воздух, потом керосин, потом только нефть. Это ж варварство какое
Гораздо страшнее влияния воздуха и соленой воды - то, что происходит при отмывке образца химреагентами.
Это верно. Но вы говорите о влиянии реагентов на саму "матрицу". Я просто представил себе, что пузырьки воздуха могут оставаться. Есть такая проблема.
Однако, это не настолько серьезная проблема, что нет достаточного количества известных работ на эту тему ни на западе, ни у нас.
Существуют несколько методик, две из них: метод стационарной фильтрации и метод нестационарной фильтрации. Вторая методика как мне известна больше распространена на западе, существуют соответствующие установки с программным обеспечением. Сам с ним не работал но суть метода следующая: из образца, насыщенного нефтью до остаточной воды, нефть вытесняют водой в каждый момент времени замеряют перепад давления и определяют текущую нефтенасыщенность(т.е. метод схож с определением коэффициента вытеснения).Формулы расчета сейчас не скажу плохо помню.
Первый метод описан в указанном в предыдущих сообщениях в ОСТе. За абсолютную проницаемость принимают чаще всего (по моему опыту) проницаемость по нефти при остаточной водоносыщенности. Схема установок может быть различной.
Johnson E.F., Bossler D.P., Naumann V.O. "Calculation of Relative Permeability from Displacement Experiments"
А ни у кого нет этого чтобы почитать, а то 30$ платить не хочется чтобы скачать
делал тут ревью на тему офп.relpermsrev.ppt
хороший обзор! пасиба
Mind Master, спасибо большое за обзор по фазовым и подсказку!
LABORATORY PROCEDURES
Unsteady-State Oil-Water/Water-Oil Relative Permeability
1. Synthetic formation brine is prepared using deionized water and reagent grade chemicals. The brine is filtered to 0.45 microns and degassed. Fluid parameters including viscosity and density are then measured at ambient temperature.
2. The clean, dry samples are evacuated of air and pressure-saturated with synthetic formation brine. Saturation percent is determined by material balance.
3. Each sample is loaded into a hydrostatic coreholder and net confining stress is applied. A pore pressure is established by passing laboratory oil through the system and around the sample at elevated temperature.
4. Laboratory oil is injected through the sample at a constant rate while collecting produced volumes of water and oil, and monitoring differential pressure and elapsed time, until an oil-cut of 99.95% or greater is observed.
5. Each sample is unloaded from the coreholder and weighed and then loaded into a centrifuge and desaturated (gas displacing liquid).
6. Each sample is then loaded back into a hydrostatic coreholder and net confining stress is applied. A pore pressure is established by passing laboratory oil through the system and around the sample at elevated temperature.
7. Effective permeability to oil at residual oil saturation is determined at two injection rates.
8. Laboratory oil is injected through each sample at a constant rate. Differential pressure is observed, and effective permeability to laboratory oil at initial water saturation is determined at two injection rates.
9. Synthetic formation brine is injected at a constant rate, while collecting produced oil and water volumes and monitoring differential pressure and cumulative time, until a water-cut of 99.95 percent is achieved. Effective permeability to brine at residual oil saturation is determined at two injection rates.
10. Each sample is then unloaded, weighed, and submitted to Dean-Stark analysis to determine residual fluid saturations, and dried to a constant weight.
11. Unsteady-State relative permeability relationships are calculated from collected data, sample and fluid parameters using the methods of Jones and Roszelle.
Steady-State Oil-Water/Water-Oil Relative Permeability
1. The clean and dry samples are pressure saturated with synthetic formation brine and then were loaded into an X-ray coreholder and net confining stress is applied. Effective permeability to water at 100% water saturation is determined
2. Tagged crude oil and brine are then injected simultaneously at several increasing oil-water ratios to allow the oil saturation within the sample to increase. Saturation changes are monitored by x-ray scan. Injection is continued at each ratio until an equilibrium, steady-state condition within the core plug is established, based on the consistency of the saturation profile and differential pressure. Flow rates and differential pressures are monitored throughout the test process. Finally, tagged oil alone is injected until an equilibrium is reached while scanning the sample every pore volume and effective permeability to oil at residual water saturation is determined at two injection rates.
3. The samples are then spun in a centrifuge (oil-displacing-water) to irreducible water saturation and permeability to oil at irreducible water saturation is measured.
4. Tagged oil and brine are then injected simultaneously at several increasing water-oil ratios to allow the water saturation within the sample to increase. Saturation changes are monitored by x-ray scan. Injection is continued at each ratio until an equilibrium, steady-state condition within the core plug is established, based on the consistency of the saturation profile and differential pressure. Flow rates and differential pressures are monitored throughout the test process. Finally brine alone is injected until an equilibrium is reached while scanning the sample every pore volume and effective permeability to water at residual oil saturation is determined at two injection rates.
5. The samples are then cleaned, leached, and dried. The clean and dry samples are saturated with synthetic formation brine and permeability to oil at 100% water saturation is measured.
6. Measured flow rates and differential pressures at equilibrium conditions for each oil-water/ water-oil injection ratio are used to calculate the steady-state relative permeability data for each sample. Saturations are determined by the x-ray attenuation method where x-ray scans measured at each saturation are combined with base scans at 100% saturations by the following equation:
Sw = log(scan) - log(scanKo)
log(scanKw) - log(scanKo)
where: Sw = Water saturation, fraction pore space
scan = X-ray scan, counts
scanKw = X-ray scan at 100% Sw, counts
scanKo = X-ray scan at 100% So, counts
Материалы CoreLab
Обе описанные процедуры требуют много времени.
Коллеги подскажите пожалуйста, для дренажа, форумала Бурдейна-что это?
Смысл таков: сначала капилярки - потом пересчетом ОФП.
Сорри что картинки большие jpg не выкладывается=(Burdine.bmp
Спасибо!
хороший обзор у вас. В сети такой пока не пробегал...
Если кому нужен метод JBN, то вот оригинал статьи...JBN.pdf
посоветуйте пожалуйста пару источников, работ, книг по ОФП газ-вода, газ-нефть, газ-нефть-вода.
не методы, а готовые таблицы, стандартные
По вода-нефть можно использовать данные Дейка и Басниева (последний ссылается на какого-то Чжень-Шуня).
нет у меня возможности проводить у себя исследования керна, но стандартные зависимости для различных коллекторов хотелось бы знать
в Petrel есть готовые фазовые для sands и shaly sands