Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Współczynnik ściśliwości skał i płynów – parametr petrofizyczny, który należy uwzględnić, czy który można pominąć w charakterystyce złóż surowców płynnych?

Cicha-Szot R.

Nafta-Gaz

|

2018

|

R. 74, nr 6

451--456

PL

W niniejszej pracy przedstawiono możliwości zastosowania parametru ściśliwości w inżynierii naftowej. Wskazano obszary i warunki, w których pominięcie tego parametru może skutkować znacznymi błędami w obliczeniach inżynierskich. Ponadto zaprezentowano wyznaczone przykładowe zależności ściśliwości solanki od ciśnienia, jak również zmiany objętości porowej przy zmiennej wartości ciśnienia porowego i ciśnienia nadkładu wykonane na próbkach skał i płynów złożowych z utworów dolomitu głównego.

EN

This paper presents the possibilities of compressibility application in reservoir engineering. Areas and conditions in which omitting of that petrophysical parameter may result in significant errors in engineering calculations were indicated. Moreover, exemplary dependencies of brine compressibility and variations of pore volume with pore pressure and confining pressure for main dolomite samples were presented.

2

Zależność wyniku testu ściśliwości próbki węgla od rodzaju płynu porowego

Nowakowski A., Nurkowski J., Lizak Z.

Prace Instytutu Mechaniki Górotworu PAN

|

2012

|

Vol. 14, no. 1-4

53--62

PL

Prowadzone dotychczas w Pracowni Odkształceń Skał badania laboratoryjne wykazały, że właściwości mechaniczne skał zależą od rodzaju płynu wypełniającego przestrzeń porową skały. W celu sprawdzenia czy dla węgla zachodzą podobne zależności jak dla skał przebadano testem ściśliwości dwie serie cylindrycznych próbek z dwóch węgli pochodzących z KWK Brzeszcze i KWK Zofiówka. Próbki testowano w stanie powietrznie-suchym oraz nasączone naftą i wodą destylowaną. Wyniki badań pokazały, że test ściśliwości w przypadku węgla ma zasadniczo inny przebieg niż w przypadku skały i to niezależnie od rodzaju zastosowanego płynu porowego. Uzyskane krzywe ściśliwości okazały się nieliniowe w całym zakresie stosowanych ciśnień, wykazały brak odkształceń trwałych oraz brak zależności między kształtem krzywej ściśliwości a typem cieczy porowej (sorbująca vs. inertna). Wydaje się, że przyczynami zaobserwowanych zjawisk mogą być budowa węgla, a w szczególności struktura jego przestrzeni porowej, zasadniczo inna niż w przypadku badanych do tej pory skał, oraz fi zykochemiczne właściwości węgla jako sorbentu.

EN

Laboratory tests that have been conducted until now in the Laboratory of Rock Deformations have shown that the mechanical properties of rocks depend on the type of fluid filling the pore space of the rock. In order to check whether the same dependencies were true for hard coal compressibility tests were carried out for two series of cylindrical samples from Brzeszcze and Zofiówka hard coal mines. The samples were tested in an air-dry state as well as when they were saturated with distilled water or kerosene. The experiments showed that the compressibility test gave for coal substantially different results than in the case of rocks and it happened regardless of the type of pore fluid. The obtained compressibility curves were nonlinear in full range of applied pressure, showed no permanent deformation and the lack of correlation between the shape of compressibility curve and type of pore fluid (inert vs. non-inert). It seemed that the causes of the observed phenomena could be as follows: coal construction, in particular the structure of its pore space, substantially different than in the case so far studied rocks, and physicochemical properties of the coal as a sorbent.

3

Compressibility of porous rocks: Part II. New relationships

Jalalh A.A.

Acta Geophysica

|

2006

|

Vol. 54, no. 4

399-412

EN

Pore volume compressibility is one of the physical properties of a reservoir that must be specified in many reservoir-engineering calculations. The main objective of this work is to provide new general formulas for pore volume compressibility versus porosity on the basis of measured compressibilities of some limestone and sandstone rocks in a wide range of porosity values and of varied type; the measurements were performed on Hungarian reservoir rock samples. The obtained laboratory results were compared with the published correlations of consolidated limestone samples as well with values for friable and strongly consolidated sand-stones. The validity of using compressibility data from the literature was investi-gated. The measured data showed poor agreement with the published correlations. The first approach to find better and more accurate rock compressibility corre-lations consisted of combing all the data available from the literature, using the same formula of Horne’s type. However, this attempt did not give satisfying fitting results. In the next step, by using twelve different fitting formulas, and other com-prehensive nonlinear fitting regression programs, new rock compressibility correla-tions for limestone and sandstone rocks, with better goodness of fit, were developed. These new correlations can be generalized and used for most of oil and gas reservoirs. Key words: pore volume

4

Compressibility of Porous Rocks: Part I. Measurements of Hungarian Reservoir Rock Samples

Jalalh A.A.

Acta Geophysica

|

2006

|

Vol. 54, no. 3

319-332

EN

Pore volume compressibility is one of the physical properties of a reservoir that must be specified in many reservoir-engineering calculations. In the presented research, the effect of compact pressure, temperature and porosity on compressibility was investigated. A total of twentytwo different cores were tested: five lime-stone, one friable sandstone, fourteen medium to hard sandstone, and two very dense sandstone. Core samples were placed in the test cell and subject to compacting pressure up to 10,000 psi. Runs were made at room temperature and at 52°C for limestone samples. Although there were some publications concerning measurement and study of the effect of pressure and temperature on pore volume compressibility of reservoir rocks, nothing has been published about compressibility of Hungarian reservoir rocks, except of the work of Tóth and Bauer (1988). The present study showed pore volume compressibility data for different Hungarian fields. The result of the study at high temperature (52°C) shows that pore compressibility increases with increasing temperature.