Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Impact of the capillary pressure-saturation pore-size distribution parameter on geological carbon sequestration estimates

Cheng Ch.-L., Perfect E., Yu T. E., Gragg M. J.

Journal of Sustainable Mining

|

2017

|

Vol. 16, iss. 3

67--72

EN

Cost estimates for geologic carbon sequestration (GCS) are vital for policy and decision makers evaluating carbon capture and storage strategies. Numerical models are often used in feasibility studies for the different stages of carbon injection and redistribution. Knowledge of the capillary pressure-saturation function for a selected storage rock unit is essential in applications used for simulating multiphase fluid flow and transport. However, the parameters describing these functions (e.g. the van Genuchten m pore size distribution parameter) are often not measured or neglected compared to other physical properties such as porosity and intrinsic permeability. In addition, the use of average instead of point estimates of m for numerical simulations of flow and transport can result in significant errors, especially in the case of coarse-grained sediments and fractured rocks. Such erroneous predictions can pose great risks and challenges to decision-making. We present a comparison of numerical simulation results based on average and point estimates of the van Genuchten m parameter for different porous media. Forward numerical simulations using the STOMP code were employed to illustrate the magnitudes of the differences in carbon sequestration predictions resulting from the use of height-averaged instead of point parameters. The model predictions were converted into cost estimates and the results indicate that varying m values in GCS modeling can cause cost differences of up to hundreds of millions dollars.

2

Fractional flow formulation for three-phase non-isothermal flow in porous media

Wójcik W., Temirbekov N., Baigereyev D.

Przegląd Elektrotechniczny

|

2016

|

R. 92, nr 7

24--31

EN

The present paper focuses on the simulation of three-phase non-isothermal compressible flow in porous media taking into account capillary effects. We propose a new formulation of the considered non-isothermal problem in which the gradients of capillary pressure functions are eliminated from the pressure and temperature equations by the introduction of a change of variables for the pressure. The mentioned change of variables is referred to as the global pressure. A computational algorithm for the numerical implementation of the problem using the finite difference method is proposed. A priori estimate for the solution of the difference problem is obtained. The results of numerical experiments on the example of a one-dimensional problem are presented.

PL

W pracy autorzy koncentrują się na symulacji trójfazowego nie izotermicznego ściśliwego przepływu w środowiskach porowatych przy uwzględnieniu efektów kapilarnych. Zaproponowano nowe sformułowanie zagadnienia w którym gradienty funkcji ciśnienia kapilarnego są wyeliminowane z równań ciśnienia i temperatury poprzez zamiane zmiennych dla ciśnienia globalnego. Zaproponowano implementację algorytmu wykorzystując schemat różnicowy. Wyniki obliczeń dla jednowymiarowego zagadnienia przedstawiono w zakończeniu pracy.

3

Krzywa ciśnienia kapilarnego jako miara zdolności odwadniania osadów filtracyjnych

Drobnik R., Składzień J., Szymków J.

Inżynieria i Aparatura Chemiczna

|

2009

|

Nr 4

30-31

PL

W ramach pracy przeprowadzono szereg prób filtracji i odwadniania materiałów ziarnistych na filtrze próżniowym. Długotrwałe odwadnianie przy zmiennych warunkach procesu pozwołiło na uzyskanie krzywych ciśnienia kapiłarnego. Badania prowadzono dla zmieniających się wartości ciśnienia odwadniania w zakresie od 0,01 MPa do 0.05 MPa oraz dwóch rodzajów odwadnianych cieczy. Materiałem ziarnistym użytym w badaniach była ziemia okrzemkowa (Celite) o gęstości p = 2150 kg/m3 i przeciętnej wielkości ziarna d50 = 54 @mu; Potwierdzono możliwość zastosowania krzywej kapilarnej do oceny zdolności placka fiłtracyjnego do odwadniania.

EN

A number of filtration and dewatering tests were carried out in a labo-ratory vacuum filter. Long-term dewatering of filter eakes with varia-ble process parameters ailowed one to obtain individual capillary pres-sure curves. The study was carried out for dewatering pressure vary-ing in a rangę from 0.01 MPa to 0.05 MPa and using two types of dewa-tered hquid. Granular materiał used in tests was diatomaceous earth (Celite) with density of ρ = 2150 kg/m3 and average particle diameter equal to d50>/sub>= 54 μ. Application of the capiHary pressure curve to est-imate the ability of filter cake for dewatering was confirmed.

4

Wyznaczanie położenia konturów złożowych dla złóż ropy naftowej w oparciu o kryteria hydrodynamiczne, z uwzględnieniem zmiennej gęstości płynów złożowych i ciśnień kapilarnych

Zawisza L.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2007

|

T. 24, z. 2

955-964

PL

Wielkość i kształt pułapki złożowej wyznaczają granice geologiczne warstw oraz powierzchnia konturu złożowego. Na położenie konturów złożowych mają wpływ ruch przepływających wód złożowych, własności zbiornikowe skał oraz własności płynów złożowych. W pracy przedstawiono oryginalną metodykę kartowania pułapek złożowych dla ropy naftowej. Metodyka ta uwzględnia wpływ zarówno dynamiki wód podziemnych, jak i zmian gęstości płynów złożowych oraz efektu ciśnienia kapilarnego na położenie konturów złożowych. Pozwala ona na wyznaczenie położenia hydrodynamicznych pułapek złożowych w przestrzeni trójwymiarowej, w warunkach przepływających wód oraz dużej zmienności własności skał zbiornikowych i płynów złożowych. Metodyka ta umożliwia wyznaczanie konturów złożowych zarówno w złożach typu masywowego, jak i w złożach typu warstwowego. Realizację opracowanej przez autora metodyki kartowania pułapek złożowych przedstawiono na przykładzie złóż ropy naftowej Pomorsko i Czerwieńsk, występujących w utworach dolomitu głównego, na obszarze przedsudeckim.

EN

The size and magnitude of a reservoir trap are determined by the geologic boundaries of strata and contour of the reservoir. The location of contours is determined by the movement of the fl owing reservoir water, reservoir properties of rocks and properties of reservoir fluids. An original methodics of mapping reservoir traps for oil is presented in the paper. The method employs both the influence of groundwater dynamics and also variability of density of reservoir fluids and the capillary pressure effect on the location of the contours. It enables determining locations of hydrodynamic traps in a 3D space, in the condition of fl owing water and high variability of properties of reservoir rocks and reservoir fluids. The method also enables determining reservoir contours both in the structural and stratigraphic type of reservoir. The realization of the presented method of mapping reservoir traps in presented on the example of oil fields Pomorsko and Czerwieńsk, occurring in the Main Dolomite beds in the Fore-Sudetes area.

5

Capillary adsorption effects in gas condensate systems in tight rocks

Nagy S.

Archives of Mining Sciences

|

2002

|

Vol. 47, nr 2

205-253

EN

This paper summarizes some experimental work performed with a porous media core in the PVT cell and discusses impact adsorption/capillarity and gravity phenomena on the Vapour-Liquid Equilibria (VLE) properties of gas condensate and near-critical oil systems. The influence of adsorption/capillary effects is investigated theoretically using the cubic equation of state (CEOS) and a modified Kelvin equation. Computation of saturation-curve movement under the curvature of porous media and other volumetric end phase equilibrium parameters arc discussed.

PL

W klasycznym ujęciu termodynamicznym w zakresie wksności PVT i równowagi fazowej ciecz-para (VLE) pomijany jest efekt segregacji grawitacyjnej, oddziaływań zjawisk kapilarnych czy wpływ zmienności temperatury złożowej na ciśnienie nasycenia (ciśnienie rosy - kondensacji, i ciśnienie pęcherzyków - wrzenia), temperaturą krikondenternu czy ciśnienie krikondenbaru. Przypomnieć należy sprzeczne wnioski dotyczące zakresu oddziaływania struktury porowej na zjawisko zmienności składu spowodowane np. kondensacją kapilarną. Badania rosyjskie i amerykańskie (Trcbin, Zadara 1968; Sadyk-Zada 1963, 1968; Tindy, Reynal 1966) wykazywały istotny wpływ zjawisk kapilarnych na krzywą nasycenia. Trebin i Zadara (1968) pokazali, że ciśnienia nasycenia układu gazowo-kondensatowego w obecności ośrodka porowatego sąo 10-15% wyższe od obserwowanych w zwykłej komorze PVT. Tindy i Rcynol (1966) wskazali, że ciśnienia nasycenia ropy naftowej w obecności ośrodka porowatego są o kilka procent wyższe od ciśnień pomiarowych bez obecności skały porowej. Inne badania amerykańskie i kanadyjskie (Smith, Yarborough 1968; Wcinang, Cordcll 1949; Oxford i Huntington 1953; Singmund et al. 1973) wskazują na brak istotnego wpływu wielkości średniego promienia porowego na wielkość ciśnienia nasycenia. Sigmundct al. (1974) pokazali, że przyczyną powodującą rzekomy wpływ struktury na ciśnienie nasycenia jest fakt, iż płyn nic był przemieszczany w ośrodku porowatym i dlatego wykonali oni analogiczne badania z recyrkulacją płynu węglowodorowego przez ośrodek porowaty. Efekt kapilarny jest istotny w przypadku bardzo dużych krzywizn (tzn. promienie porowe rzędu 10~5-l(T7 cm). Dodatkowo Sigmund i inni twierdzą, że takie krzywizny mogą być niedostępne dla układów o zwilżalności hydrofilnej, w których istnieją duże wartości nasycenia wodą resztkową Swi. Z kolei badania chińskie Yan (1988) wskazują na przesunięcie w górę krzywych nasycenia. Badania te wskazują, że proces kondensacji wstecznej jest przyspieszany, a punkt rosy ma ciśnienie wyższe w odniesieniu do układu bez ośrodka porowatego. Z kolei inni Chińczycy Zu i Huang (1988) wyciągnęli konkluzją, że ciśnienie rosy w układzie ośrodka porowatego było nieco niższe niż w układzie bez ośrodka porowatego, a w pobliżu punktu krytycznego stopień wpływu był mały. W ocenie autora część badań eksperymentalnych prowadzona była przy wykorzystaniu ośrodka porowatego o cechach nie występujących często w warunkach złożowych. Zastrzeżenia można mieć szczególnie do wyboru piasku czy słabo zwięzłych piaskowców o przepuszczalności powyżej 250 mD. Kwestią dyskusyjną jest przyjęcie warunków dynamicznej wymiany płynów (cyrkulacji) w komorze PVT w trakcie wykonywania pomiarów ciśnienia nasycenia (Sigmund et al. 1974). Otwartą kwestią jest również, zdaniem autora, występowanie układów o małym promieniu hydraulicznym (poniżej 10 (im) w przyrodzie w skałach poniżej 3000 m o zwilżalności hydrofobowej, co kwestionuje Sigmund (1974). Rozważania dotyczące występowania zwilżalności hydrofilnej w skałach o biogenicznym pochodzeniu gazu powstałego na skutek degeneracji materii organicznej przez organizmy anacrobowc i w skałach o termogenicznym pochodzeniu gazu powstałego przez biodegradacją związanych ciekłych węglowodorów oraz identyfikacji in situ typu zwilżalności w takich układach znaleźć można w pracy Dcbrandcsa i Bassiounicgo (1990), Sasscna (1988). W złożach głębokich poniżej 3000 m z uwagi na panujące warunki ciśnienia i temperatury resztki bitumiczne i siarka mogą pokrywać pory filmami hydrofobowymi. Woda w tym przypadku nie jest wodą związaną. Również opinie Lee (1989) i Guo (1986) potwierdzają konieczność uwzględnienia oddziaływań kapilarnych dla skał głęboko położonych o niskiej przepuszczalności. Zjawiska adsorpcji mają znaczny wpływ na rozkład zasobów złóż gazu i ropy, gazu ziemnego z pokładów węgla czy też złóż geotermalnych. Proces adsorpcji (desorpcji) wewnątrz ośrodka porowatego różni się w znacznym stopniu od adsorpcji na powierzchni z dwóch zasadniczych powodów (rys. 1): a) występowania naturalnej krzywizny porów, w których może występować zjawisko kondensacji kapilarnej, b) możliwości dostępu do określonych porów są ograniczone wpływem topologii sieci połączeń, co powoduje zjawisko blokowania niektórych porów. Zjawiska adsorpcji zachodzące w ośrodkach porowatych były przedmiotem wielu monografii (m.in. Dcfay, Prigoginc 1966; Adamson 1990; Dullien 1992). Stan prac w zakresie adsorpcji ocenić można w artykułach Shapiro, Stenby (1996, 2000, 2001), Guo et al. (1966) oraz Satik, Horne, Yortsos (1995), Yortsos, Stubos (2001). Zjawisko adsorpcji i wpływ sił kapilarnych uzupełniają się wzajemnie, w obszarach gdzie napięcie powierzchniowe zanika pojawia się większy wpływ sił adsorpcyjnych (np. w pobliżu punktu krytycznego). Wyróżnić należy dwa rodzaje modeli adsorpcyjnych: modele opisujące adsorpcją w pojedynczej kapilarze i modele uwzględniające krzywiznę ośrodka porowatego składającego się z wielu porów. Na rysunku 2 pokazano najważniejsze charakterystyczne zjawiska dotyczące adsorpcji i kondensacji w ośrodku porowatym w pobliżu krzywej nasycenia. Wydaje sią, że najlepiej opisuje te zjawiska model FHH (Frankela-Halscy'a-Hilla) (Adamson 1990), przynajmniej w wysokich i średnich zakresach ciśnień. Jako alternatywą modelu FHH można przyjąć model de Bocra et al. (1956). Kondensacją kapilarną opisuje się zwykle zmodyfikowanym równaniem Kelvina (Adamson 1990) (równania 3-6). Odpowiednie badania eksperymentalne grubości filmu adsorpcyjnego w ośrodku porowatym w wysokich ciśnieniach zamieszczono na podstawie pracy Grcgga i Singa (1982) (tabl. 2 i rys. 3). Model równowagi termodynamicznej ciccz-para w ośrodku porowatym przedstawiono w równaniach 8-18. Jego modyfikacja w postaci zmiany sposobu liczenia stałej równowagi fazowej K jest przedstawiona w wyprowadzeniu w równaniach 19-24. Równanie 24 pokazuje zmianą fuga-tywności składnika układu w fazie ciekłej związanego z krzywizną układu. W równaniach 25-27 pokazano nowe kryteria dla obliczania równowagi ciecz-para z uwzględnieniem kondensacji kapilarnej, zaś równania 28 i 29 definiują nową postać stałej równowagi ciccz-para w funkcji zarówno składu układu, ciśnienia i temperatury, jak również średniego promienia kapilarnego (zdefiniowanego poprzez równanie Laplacc'a). Przedstawiony został nowy algorytm obliczenia krzywej rosy kondensacji kapilarnej w zbitych skałach porowatych. Przedstawiono nową postać znanego równania bilansowego Rachforda-Ricc'a dla obszaru kondensacji kapilarnej (rów. 30). Wyprowadzono nową postać kryterium płaszczyzny stycznej Gibbsa dla kondensacji kapilarnej na podstawie modeli Michclsena (1982a). Teoretyczne wyprowadzenia zastosowano praktycznie do obliczeń równowagowych dla trzech układów gazowo-kondensatowych i ropy naftowej (mixture 1-3). Obliczenia wykonano przy użyciu dwóch podobnych równań stanu typu Pcnga-Robinsona (1976). Zastosowano równania VTPT (Tai-Chen 1998) oraz Magoulasa, Stamatakiego (1990). Do obliczeń wykorzystano również model Whitsona (1990) rozdzielający nieznany skład frakcji C-]+ na szereg pseudoskładników (do C2o+), co umożliwiło znaczne zwiększenie dokładności obliczeń. Krytyczne parametry otrzymanych pseudoskładników określano w oparciu o korelacje Sima, Daubera (1980), Razi, Daubcra (1980) i Wina (1957). Obliczenia napięcia powierzchniowego przeprowadzono w oparciu prace Fanchiego (1990), Danesha et al. (1991), testując model na danych Firozabadiego et al. (1988) (tabl. 12). Na rysunkach 6-32 przedstawiono wpływ zakrzywienia powierzchni porowych i adsorpcji na własności układu ciecz-para dla trzech wymienionych składów w różnych ciśnieniach i temperaturach. Wpływ zakrzywienia powierzchni jest zauważalny dla promienia porowego mniejszego niż 10~5 cm i jest znaczny w przypadku promienia większego niż 10~7 cm. Obserwuje się widoczne przesunięcie punktu krikondentermu w odniesieniu do układów gazowo-kondensatowych (rys. 27), a krzywa nasycenia jest bardziej wypukła. Przesunięcie obserwowane w odniesieniu do składu nr 3 wynosiło 13°C. W odniesieniu do układów lekkiej ropy naftowej obserwuje się obniżenie krzywej nasycenia (krzywej pęcherzyków) (rys. 15, 16) nawet o 23 bary (w odniesieniu do składu 2). Jeśli chodzi o zmianę składu gazu, największe zmiany obserwuje się w odniesieniu do metanu i węglowodorów ciężkich (do 13% w fazie gazowej). W fazie ciekłej obserwuje się przyrost zawartości metanu i spadek zawartości węglowodorów ciężkich (nawet o 17%). Zmiany w składzie węglowodorów C?-C6 są nieznaczne. Obserwowany wypływ zjawisk kapilarnych i adsorpcyjnych na gęstość fazy ciekłej jest znaczący. Obserwowano redukcję gęstości od 0,57 do 0,49 g/cm . Wynik ten jest związany ze wzrostem zawartości metanu w fazie ciekłej o 14%. Jak pokazano w artykule, obserwowane efekty kapilarne i adsorpcyjne mająbardzo duży wpływ na zachowanie się układów dwufazowych w przypadku skał zwięzłych o średnim promieniu porowych mniejszym niż 150 o 10~8 m, co odpowiada efektywnej przepuszczalności skał poniżej 0,5 Ś 10~3 (.im2 (0,5 mD). Część zasobów gazu kondensowanego w tych złożach zostanie na stałe zaadsorbowana i desorpcja części zasobów może nastąpić dopiero w ostatnim etapie eksploatacji złoża.