PL EN


Preferencje help
Widoczny [Schowaj] Abstrakt
Liczba wyników
Tytuł artykułu

Fluid flow through nanopore space: discussion and proposition of a model for Polish shales

Wybrane pełne teksty z tego czasopisma
Identyfikatory
Warianty tytułu
PL
Przepływ płynów przez nanoprzestrzeń porową: dyskusja i propozycja modelu adekwatnego do warunków polskich
Języki publikacji
EN
Abstrakty
EN
Two main models of fluids flow through nanopore space were considered. Single tube capillary model(and its improvements) and net model of nanopore space. Flexibility, efficiency and reliability of each was taken into account. Among others the Javadpour model seems to be relatively reliable and easy to apply for Polish shale gas reservoirs. Additionally it is possible to improved it, by introducing results of new investigations, such as Klinkenberg permeability obtained by Pulse Decay measurements.
PL
Dwa główne typy modeli zostały poddane dyskusji. Model pojedynczej walcowej kapilary oraz model sieciowy bazujący na krzywej adsorpcji. Rozważano możliwości, elastyczność i rzetelność obu modeli. Model prezentowany przez Javadpoura, zmodyfikowany o wyniki badań efektu Klinkenberga przy zastosowaniu aparatu Pusle Decay wydaje się być najbardziej odpowiednim do szacowania przepuszczalności polskich złóż łupkowych.
Czasopismo
Rocznik
Strony
779--784
Opis fizyczny
Bibliogr. 29 poz., rys., wz.
Twórcy
autor
  • Exploration of Hydrocarbons Oil and Gas Institute - National Research Institute ul. Lubicz 25 A, 31-503 Kraków, piotr.such@inig.pl
  • Department of Petroleum Engineering Oil and Gas Institute - National Research Institute ul. Lubicz 25 A 31-503 Kraków, renata.cicha@inig.pl
autor
  • Department of Geology and Geochemistry Oil and Gas Institute - National Research Institute ul. Lubicz 25 A 31-503 Kraków, dudekl@inig.pl
Bibliografia
  • [1] Akkutlu Y, Fathi E.: Multiscale Gas Transport in Shales With Local Kerogen Heterogeneities. SPE Journal 2012, SPE 146422.
  • [2] Beskok A., Karniadakis G. E.: A model for flows in channels, pipes and ducts at micro and nano scales. Microscale Thermophy. Eng., 1999, vol. 3, pp. 3-77.
  • [3] Bodi T.: Gas flow in the nano size pore channels of tight and non conventional gas storage formation. Geosciences and Engineering 2012, vol. 1, no. 1, pp. 49-63.
  • [4] Brown G. P., Dinardo A., Cheng G. K., Sherwood T. K.: The Flow of Gases in Pipes at Low Pressures. Journal of Applied Phys. 1946, vol. 17, pp. 802-813.
  • [5] Cicha-Szot R., Dudek L., Such P.: Charakterystyka fraktalna przestrzeni porowej skał łupkowych. Przemysł Chemiczny 2015, vol. 94/12, pp. 1000-1007.
  • [6] Cicha-Szot R., Dudek L., Such P.: Permeability estimation in shale gas formations on the basis of desorption data and radial gas flow. Nafta-Gaz 2015, no. 11, pp. 833-839.
  • [7] Civan F.: Effective correlation of apparent gas permeability in tight porous media. Transport in porous media 2010, vol. 82, pp. 375-384.
  • [8] Civan F., Rai C. S, Sondergeld C. H.: Shale-gas permeability and diffusivity inferred by improved formulation of relevant retention and transport mechanisms. Transport in porous media 2011, vol. 86, pp. 925-944.
  • [9] Clarkson C. R., Nobakht M., Kaviani N., Ertekin T.: Production Analysis of Tight-Gas and Shale-Gas Reservoirs Using the Dynamic-Slippage Concept. SPE Journal 2012, vol. 17, pp. 230-242.
  • [10] Clarkson C. R., Solano N., Bustin R. M., Chalmers G. R. L., He L., Melnichenko Y. B., Radliński A. P., Blach T. P.: Pore structure characterization of North American shale gas reservoirs using USANS/SANS, gas adsorption, and mercury intrusion. Fuel 2013, vol. 103, pp. 606-616.
  • [11] Fathi E., Tinni A., Akkutlu Y: Shale Gas Correction to Klinkenberg Slip Theory. SPE 154977, 2012.
  • [12] Florence F. A., Newsham J. A. R. K. E., Blasingame T. A.: Improved permeability prediction relations for low permeability sands. SPE 107954. Paper presented at SPE Rocky Mountain Oil & Gas Technology Symposium: Flow in Porous Media Denver, Colorado, Texas: Society of Petroleum Engineers, 16-18 April 2007.
  • [13] Heller R., Vermylen J., Zoback M.: Experimental investigation of matrix permeability of gas shales. AAPG Bull. 2014, vol. 98, no. 5, pp. 975-995.
  • [14] Javadpour F.: Nanopores and Apparent Permeability of Gas Flow in Mudrocks (Shales and Siltstones). JCPT 2009, vol. 48, no. 8, pp. 16-21.
  • [15] Javadpour F., Fisher D., Unsworth M.: Nanoscale gas flow in shale gas sediments. Journal of Canadian Petroleum Technology 2007, vol. 46, no. 10, pp. 55-61.
  • [16] Leśniak G., Such P., Komorowska K.: Inaccessible porosity — insight to pore development and solutions to MICP data interpretation. Paper prepared for presentation at the International Symposium of the Society of Core Analysts held in Snow Mass, Colorado, 21-26 August 2016.
  • [17] Mehmani A., Prodanović M., Javadpour F.: Multiscale, Multiphysics Network Modeling of Shale Matrix Gas Flows. Transport of Porous Media 2013, vol. 99, pp. 377-390.
  • [18] Rezaee R.: Fundamentals of Gas Shale Reservoirs. Wiley 2015, ISBN 978-1-118-64579-6.
  • [19] Sakhaee-Pour A., Bryant S.: Gas permeability of shale. SPE Reservoir Evaluation & Engineering 2012, vol. 15, pp. 401-409.
  • [20] Shabro V., Torres Verdin C., Javadpour F.: Numerical simulation of Shale gas Production: from Pore Scale modeling of Slip Flow, Knudsen Diffusion, and Langmuir Desorption to reservoir Modeling of Compressible Fluid. SPE 144355, 2011.
  • [21] Shabro V., Torres-Verdin C., Sepehmoori K.: Forecasting gas production in Organic Shale with the Combined Numerical Simulation of Gas Diffusion in Kerogen, Langmuir desorption from Kerogen Surfaces and Advection in nanopores. SPE 159250,2012.
  • [22] Sheng M.: Shale gas permeability model with effect of multiscale flow based on fractal pore space geometry. Fractals 2015, D-14-00092.
  • [23] Solano N. A., Clarkson C. R., Krause F., Aquino S., Wiseman A.: On the Characterization of Unconventional Oil Reservoirs. CSEG Recorder 2013, pp. 42-47.
  • [24] Subrata R., Reni R., Chuang H. F., Cruden B. A., Meyyappan M.: Modeling gas flow through microchannels and nanopores. Journal of Applied Physics 2003, vol. 93, no. 8, pp. 4870-4879.
  • [25] Such P.: Przepływ gazu przez nanopory - próba oceny. Nafta-Gaz 2014, no. 10, pp. 671-675.
  • [26] Such P.: Zastosowanie rachunku fraktalowego w badaniach przestrzeni porowej skał zbiornikowych. Prace Instytutu Górnictwa Naftowego i Gazownictwa 2002, nr 115.
  • [27] Such P. Dudek L., Mroczkowska-Szerszeń M., Cicha-Szot R.: Wpływ warunków złożowych na parametry filtracyjne skał łupkowych. Nafta-Gaz 2015, no. 11, pp. 816-827.
  • [28] Such P., Dudek L., Mroczkowska-Szerszeń M., Cicha-Szot R.: The influence of reservoir conditions on filtration parameters of shale rocks. Nafta-Gaz 2015, no. 11, pp. 827-833.
  • [29] Wang R., Zhang N., Liu X., Wu X., Yan J.: Characterization of Gas Flow Ability and Contribution of Diffusion to Total Mass Flux in the Shale, Res. Journal of Applied Sciences, Engineering and Technology 2013, vol. 6, no. 9, pp. 1663-1668.
Uwagi
EN
The article is the result of research conducted in connection with the project: The methodology for determining sweet spots on the basis of geochemical, petrophysical, geomechanical properties based on the correlation of laboratory test results with geophysical measurements and 3D generating model, co-funded by the National Centre for Research and Development as part of the programme BLUE GAS -POLISH SHALE GAS. Contract No. BG1/MWSSSG/13.
PL
Opracowanie ze środków MNiSW w ramach umowy 812/P-DUN/2016 na działalność upowszechniającą naukę.
Typ dokumentu
Bibliografia
Identyfikator YADDA
bwmeta1.element.baztech-61c591a8-b6a1-4bf4-a34c-77884b072725
JavaScript jest wyłączony w Twojej przeglądarce internetowej. Włącz go, a następnie odśwież stronę, aby móc w pełni z niej korzystać.