Preferencje help
Widoczny [Schowaj] Abstrakt
Liczba wyników

Znaleziono wyników: 7

Liczba wyników na stronie
first rewind previous Strona / 1 next fast forward last
Wyniki wyszukiwania
Wyszukiwano:
w słowach kluczowych:  physical dispersion
help Sortuj według:

help Ogranicz wyniki do:
first rewind previous Strona / 1 next fast forward last
PL
W pracy przedstawiono charakterystyki potencjalnych struktur możliwych do wykorzystania w celu magazynowania wodoru. Sformułowano kryteria wyboru optymalnej struktury, takie jak: pojemność dostępna dla wodoru, zakres historycznych ciśnień złożowych, ciśnienie szczelinowania, własności transportowe skały, aktywność wody podścielającej, rodzaj płynu złożowego, temperatura złożowa. Stosując te kryteria, wybrano strukturę złoża gazu ziemnego funkcjonującą obecnie jako PMG (podziemny magazyn gazu). Dla znalezienia charakterystyk wybranej struktury jako PMW (podziemnego magazynu wodoru) skonstruowano kompozycyjny model złożowy poprzez konwersję istniejącego modelu typu black oil. W tym celu model złoża uzupełniono o wieloskładnikowy model płynu złożowego opisany równaniem stanu Soave’a–Redlicha–Kwonga oraz o kompozycyjne hydrauliczne modele odwiertów. Kompletny model złoża efektywnie skalibrowano, wykorzystując wieloletnie historyczne dane eksploatacyjne obejmujące wydajności wydobycia ze złoża, zatłaczania i odbioru gazu w ramach PMG oraz ciśnienie zmierzone na spodzie odwiertów eksploatacyjnych. Zweryfikowany model wykorzystano do wielokrotnych symulacji procesu magazynowania wodoru, stosując realistyczne ograniczenia dla zatłaczania i odbioru gazu, tj. czas zatłaczania i odbioru, limity na sumaryczną ilość zatłaczanego wodoru oraz odbieranego gazu, minimalną czystość odbieranego wodoru. Rozpatrzono warianty różniące się szczegółami konwersji PMG na PMW oraz zakładanym maksymalnym stopniem zanieczyszczenia odbieranego wodoru. Podstawowe własności geologiczne wynikały z oryginalnych właściwości struktury i nie podlegały modyfikacjom, natomiast nieznany, ale istotny parametr dyspersji, decydujący o mieszaniu się gazu zatłaczanego z gazem rodzimym, był przedmiotem analizy warianto- wej. Wyniki ilościowe prognoz pracy PMW uzupełniono szczegółową analizą rozkładów nasycenia wodorem na różnych etapach i w różnych cyklach pracy magazynu. W pracy badano wpływ zjawiska dyspersji na wyniki pracy magazynu poprzez implementację zjawiska dyspersji numerycznej, weryfikację poprawności korelacji dyspersji z prędkością migracji oraz identyfikację wielkości dyspersji dla różnych wariantów modelu złoża.
EN
The paper presents the characteristics of potential structures that can be used for hydrogen storage. The criteria for selecting the optimal structure were formulated. They include estimated sequestration capacity, range of historical reservoir pressures, fracturing pressure, transport properties of the rock, activity of the underlying water, type of reservoir fluid, reservoir temperature. After applying these criteria, a natural gas field structure, currently functioning as a UGS (underground gas storage) facility, was selected. In order to find the characteristics of the selected structure as a UHS (underground hydrogen storage), a compositional reservoir model was constructed. For this purpose, a multicomponent model of the formation fluid described by the Soave–Redlich–Kwong equation of state was built and supplemented with compositional hydraulic models of wells. The complete model of the field was effectively calibrated using historical operational data, including the production rate from the gas field, gas injection and withdrawal under the UGS operation and the pressures measured at the bottom of the production wells. The verified model was used for multiple simulations of the hydrogen storage process using realistic constraints for gas injection and withdrawal, i.e., injection and withdrawal times, limits for the total amount of injected hydrogen and withdrawn gas, maximum acceptable contamination of the withdrawn hydrogen. Consequently, simulation scenarios differed in the details of the UGS – UHS conversion and withdrawn gas composition. The basic geological properties resulted from the original structure properties were not subject to modification, while the unknown but significant dispersion parameter determining the mixing of the injected gas with the original gas was subject to changes. The quantitative results of the UHS operation forecasts were supplemented with a detailed analysis of the distribution of hydrogen saturation at various stages and in different operation cycles of the storage schedule. The study investigated the influence of the dispersion phenomenon on the results of storage operation by implementing the phenomenon of numerical dispersion, verifying the correctness of the correlation between dispersion and migration speed, and identifying the dispersion values for various reservoir models. Basic conclusion was derived from the obtained simulation results.
EN
Artykuł dotyczy praktycznego rozwiązania problemu związanego z modelowaniem zjawiska dyspersji fizycznej. Jest to kontynuacja poprzednich publikacji autora, w których obliczenia zostały wykonane zarówno na bardzo uproszczonych modelach symulacyjnych, jak i na modelu rzeczywistej struktury. W ramach tego artykułu podjęto próbę modelowania przebiegu badań laboratoryjnych przy wykorzystaniu opracowanej wcześniej metody sterowania zjawiskiem dyspersji fizycznej. Wybrane do modelowania badania laboratoryjne zostały przeprowadzone przez Zakład Badania Złóż Ropy i Gazu, zlokalizowany w krośnieńskim oddziale Instytutu Nafty i Gazu – Państwowego Instytutu Badawczego. Badania te zostały wykonane na tzw. długich rdzeniach i dotyczyły wypierania ropy naftowej wodą. Proponowana w ramach artykułu metoda modelowania przebiegu tego typu badań polega na zastosowaniu hybrydowej metody minimalizacji dyspersji numerycznej oraz rozszerzeniu standardowych równań nasyceń o dodatkowy człon dyspersji fizycznej. Artykuł zawiera krótki opis proponowanej metody sterowania wielkością strefy mieszania się płynów wraz z wynikami jej zastosowania. Artykuł ten jest kontynuacją wcześniejszych prac autora, dlatego zamieszczono w nim tylko najistotniejsze wzory matematyczne. Dla celów porównawczych w artykule przedstawiono również wyniki modelowania wybranego badania laboratoryjnego z wykorzystaniem dyspersji numerycznej. Modelowanie to polegało na modyfikacji rozmiarów siatki bloków, w wyniku czego uzyskano różnej wielkości strefy mieszania się płynu wypierającego z płynem wypieranym. Przedstawione w artykule, w postaci rysunków i wykresów, wyniki wykonanych symulacji wykazały efektywność stosowanej metody ograniczenia dyspersji numerycznej (zarówno dla obliczeń mobilności z ważeniem wielopunktowym w kierunku napływu, jak i podwójnej siatki dyskretyzacji) oraz efekty zastosowania różnych wielkości parametrów dyspersji fizycznej. W ramach artykułu (w postaci wyników sumarycznego odbioru płynów) przedstawiono również wyniki dopasowania zbudowanych modeli symulacyjnych do rezultatów uzyskanych w laboratorium.
PL
Artykuł dotyczy zagadnień numerycznego modelowania zjawiska dyspersji fizycznej występującej podczas mieszania się dwóch gazów. Ponieważ w standardowych, komercyjnych symulatorach złożowych nie udostępniono opcji pozwalających na poprawne modelowanie zjawiska mieszania się płynów, to w ramach niniejszej pracy podjęto próbę zbudowania narzędzia programistycznego uwzględniającego to zjawisko. Narzędzie to wykorzystuje możliwości programu Petrel sterującego działaniem symulatora Eclipse. W efekcie uzyskano praktyczną metodę sterowania zjawiskiem dyspersji fizycznej. Występująca w strukturach węglowodorowych dyspersja fizyczna jest procesem rozmycia profilu stężenia płynu wywołanego niejednorodnością pola prędkości konwekcyjnej powstałą na skutek złożonego przepływu przez ośrodek porowaty. Modelowanie tego zjawiska wymagało zaimplementowania w strukturze programu Petrel specjalnego schematu obliczeniowego (tzw. Workflow) w formie kodu wewnętrznego (skryptu) wynikającego z metody opracowanej w ramach poprzednich prac autora. Metoda ta polega na minimalizacji dyspersji numerycznej oraz rozszerzeniu równań o człon dyspersji fizycznej. Zastosowana w schemacie obliczeniowym minimalizacja dyspersji numerycznej to hybrydowa metoda łącząca w sobie ograniczenie rozmycia frontu mieszania się gazów poprzez zagęszczenie siatki modelu oraz ograniczenie strefy mieszania się gazów wynikające z zastosowania wielopunktowego ważenia podczas obliczeń mobilności tych gazów. Natomiast uwzględnienie dyspersji fizycznej w tym schemacie polegało na dodaniu do niego jej parametrów (zależnych od kierunku oraz prędkości przepływu), które poprzez rozszerzenie o człon dyspersyjny równania przepływu płynów między blokami wpływają na uzyskane nasycenia w blokach modelu. W ramach pracy wykonano kilka modeli symulacyjnych syntetycznego złoża, różniących się od siebie rozdzielczością siatki bloków oraz rozkładami parametrów petrofizycznych. W pracy rozpatrzono modele dwufazowe, w których występują dwie fazy gazowe (gaz zatłaczany i gaz rodzimy) o nieco różnych parametrach. W modelach tych założono pewne uproszczania (zerowe ciśnienia kapilarne oraz stacjonarny przepływ płynów), co pozwoliło na wytestowanie opracowanego schematu bez niepotrzebnego komplikowania obliczeń. W artykule zamieszczono opis działania i schemat blokowy opracowanego schematu oraz przedstawiono wyniki jego działania na rysunkach. Ponadto w artykule umieszczono wybrane wzory matematyczne dotyczące zastosowanej metody.
EN
The paper deals with issues of numerical modeling of physical dispersion occurring during the mixing of two gases. Because standard commercial reservoir simulators do not provide options to model the phenomenon of mixing fluids, this paper presents an attempt to build a tool enabling the control of physical dispersion responsible for fluid mixing under reservoir conditions. The tool takes advantage of the capabilities of the Petrel program that controls the operations of the Eclipse simulator. The physical dispersion occurring in hydrocarbon structures is the process of blurring the fluid concentration profile caused by the inhomogeneity of the convective velocity field resulting from the complex flow through the porous medium. Modeling of this phenomenon requires the implementation of a method developed in the author's previous work into the Petrel workflow using its specific script coding. This method consists in minimizing numerical dispersion and extending the equations with the element of physical dispersion. The minimization of numerical dispersion used in the script is a hybrid method combining limiting the blur of the gas mixing front through the refinement of the model grid and limiting the gas mixing zone resulting from the use of multi-point weighing during gas mobility calculations. On the other hand, the inclusion of physical dispersion in the script consisted in adding its parameters (depending on the direction and velocity of the flow) which by extending the dispersion of the fluid flow equation between blocks, affect the obtained saturation in the blocks of the model. As part of the work, several simulation models of a synthetic reservoir were made, differing in the refinement of the grid of blocks and the distribution of petrophysical parameters. This article considers two-phase models in which there are two gas phases (injection gas and original gas) with slightly different parameters. These models assumed some simplifications (zero capillary pressure and stationary flow of fluids), which allowed to test the developed script without unnecessarily complicating the calculations. The paper includes a description of the operation and block diagram of the developed script and presents the results of its operation in the drawings. In addition, the article presents selected mathematical formulas concerning the applied method.
EN
This paper concerns a practical solution of the problem resulted from the modeling of physical dispersion phenomenon occurring during fluid mixing in porous media. This is a continuation of the author’s previous works, in which calculations have been performed with the use of a modified “open code” reservoir simulator (BOAST). As a part of the previous work, the developed method of controlling the fluids mixing has been implemented directly in the simulator code, while the current paper includes the implementation of this method in the Petrel script environment allowing direct access to simulation results performed on the standard Eclipse reservoir simulator. The paper contains a brief description of the script environment applied, a short description of the method of controlling the numerical dispersion and a description of the structure of the constructed script. The method of controlling the physical dispersion proposed in the paper is based on iterative calling of a standard reservoir simulator, exporting the obtained simulation results and performing calculations using to modify the obtained reservoir fluids saturation. Calculated saturations in a given step of the script iteration constitute the input data to the next step performed in the script. The proposed method was tested on a simplified one-dimensional simulation model, which assumed constant petrophysical parameters and stationary pressures. The results of the developed script are presented in the form of drawings showing various values of smearing of the zone of mixing of two reservoir fluids (water and crude oil). These results showed the effectiveness of the applied method of minimization of the numerical dispersion (through grid refinement and calculation of fluid mobility through multipoint upstream weighting in the direction of inflow) and the effects of using explicit parameters to control the physical dispersion.
PL
Artykuł ten dotyczy praktycznego rozwiązania problemu związanego z modelowaniem zjawiska dyspersji fizycznej zachodzącego podczas mieszania się płynów w ośrodkach porowatych. Jest to kontynuacja poprzednich prac autora, w których obliczenia wykonano przy użyciu zmodyfikowanego symulatora złożowego typu „open code” (BOAST). W ramach prac poprzednich opracowaną metodę sterowania zjawiskiem mieszania się płynów zaimplementowano bezpośrednio w kodzie symulatora, natomiast obecny artykuł dotyczy implementacji tej metody w środowisku skryptowym programu Petrel umożliwiającym bezpośredni dostęp do wyników symulacji wykonanych na standardowym symulatorze złożowym Eclipse firmy Schlumberger. Artykuł zawiera krótki opis zastosowanego środowiska skryptowego, krótki opis metody sterowania dyspersją numeryczną oraz opis budowy skonstruowanego skryptu. Zaproponowana w ramach artykułu metoda sterowania zjawiskiem dyspersji fizycznej polega na iteracyjnym wywoływaniu standardowego symulatora złożowego, eksporcie uzyskanych wyników symulacji i wykonaniu na nich obliczeń modyfikujących uzyskane nasycenia płynami złożowymi. Wyliczone nasycenia płynami w danym kroku iteracji skryptu stanowią dane wejściowe do następnego kroku wykonywanego w skrypcie. Zaproponowaną metodę przetestowano na uproszczonym jednowymiarowym modelu symulacyjnym, w którym założono stałe parametry petrofizyczne oraz ciśnienia stacjonarne. Wyniki zastosowania opracowanego skryptu pokazano w postaci rysunków przedstawiających różne wielkości rozmycia strefy mieszania się dwóch płynów złożowych (wody i ropy). Rezultaty te wykazały efektywność stosowanej metody minimalizacji dyspersji numerycznej (poprzez zagęszczenie siatki oraz obliczanie mobilności płynów poprzez wielopunktowe ważenie w kierunku napływu) oraz efekty zastosowania różnych wielkości parametrów sterujących dyspersją fizyczną.
PL
Artykuł dotyczy praktycznego rozwiązania problemu związanego z modelowaniem zjawiska dyspersji fizycznej. Jest to kontynuacja poprzednich publikacji autorów, w których obliczenia zostały wykonane na bardzo uproszczonych modelach symulacyjnych. W ramach pracy dostosowano proponowane wcześniej modyfikacje symulatora BOAST do modeli rzeczywistych struktur posiadających złożoną geometrię oraz niejednorodne rozkłady parametrów złożowych. Zmiany te dotyczyły implementacji hybrydowej metody minimalizacji dyspersji numerycznej oraz rozszerzenia standardowych równań nasyceń o dodatkowy człon dyspersji fizycznej. Praca zawiera krótki opis proponowanej metody sterowania wielkością strefy mieszania się gazów wraz z wynikami jej zastosowania. Ponieważ poprawne modelowanie zjawiska dyspersji fizycznej ma szczególne znaczenie przy symulowaniu wytwarzania bufora PMG oraz późniejszej jego pracy, do przetestowania proponowanej metody użyto modelu krajowego złoża gazu ziemnego, które dzięki specyficznej geometrii oraz dobrym własnościom kolektorskim jest naturalnym kandydatem do konwersji na podziemny magazyn gazu. W ramach pracy skonstruowano kilka modeli geometrycznych wybranej struktury, różniących się od siebie rozdzielczością siatki bloków, na których wykonano szereg symulacji. Wszystkie symulacje dotyczyły procesu wytwarzania poduszki buforowej PMG, podczas którego zachodzi zjawisko mieszania się gazu zatłaczanego z gazem rodzimym znajdującym się w strukturze. Przedstawione w pracy, w postaci rysunków i wykresów, wyniki wykonanych symulacji wykazały efektywność stosowanej metody ograniczenia dyspersji numerycznej (zarówno dla obliczeń mobilności z ważeniem wielopunktowym w kierunku napływu, jak i podwójnej siatki dyskretyzacji) oraz efekty zastosowania różnych wielkości parametrów dyspersji fizycznej.
EN
The paper addresses the problem of physical dispersion modeling using a standard reservoir simulator. The paper builds upon the previous works of the authors, where simplified models were used to cope with the problem. Simulator modifications presented there are now applied to a model of real geological structures with complex geometry and inhomogenous distributions of basic reservoir parameters. The modifications include a hybrid method of numerical dispersion reduction and the extension of standard flow equations with physical dispersion terms. The method is briefly described and results of its application are discussed. The proposed approach, is tested on a realistic model of a process to converge a selected domestic gas reservoir with favorable structure and preferred storage parameters, into a practical UGS facility. In particular the first phase of this conversion, i.e. building the gas cushion is modeled where gas-gas mixing phenomena governed by dispersion effects is of significant importance. Several models with different mesh sizes of the structure were constructed and used to simulate the process. The simulation results present the effects of the mixing process between injected and original gases, taking place in realistic porous media and under typical operation conditions. They confirm the practical value of the presented method to successfully reduce unwanted numerical dispersion and efficiently introduce controllable physical dispersion.
PL
W artykule przedstawiono praktyczne rozwiązanie dla modelowania zjawiska mieszania się gazów w złożu w postaci niezbędnych modyfikacji pełnowymiarowego symulatora złożowego typu black oil. Modyfikacje te objęły zagadnienia redukcji efektu dyspersji numerycznej oraz wprowadzenie numerycznego opisu zjawiska dyspersji fizycznej. Zastosowaną metodę przetestowano na trójwymiarowym modelu złoża opisującym procesy wzajemnego wypierania mieszających się gazów (zatłaczanego i rodzimego).
EN
The paper presents a practical solution of gas-mixing modelling in a reservoir by the appropriate modifications of a full-size black oil reservoir simulator. These modifications included techniques for the reduction of numerical dispersion and implementation of physical dispersion phenomena. The method was tested on a 3-D reservoir model of the deposit describing the processes of mutual displacement of miscible gases.
PL
W pracy przedstawiono praktyczne rozwiązanie dla modelowania zjawiska mieszania się gazów w złożu w postaci niezbędnych modyfikacji symulatora złożowego typu black oil. Modyfikacje te objęły zagadnienia redukcji efektu dyspersji numerycznej oraz wprowadzenia numerycznego opisu zjawiska dyspersji fizycznej. Zastosowane metody przetestowano na jedno- i dwuwymiarowych modelach złożowych opisujących procesy wzajemnego wypierania płynów mieszających się (gazów).
EN
The paper presents a practical solution of gas-mixing modelling in a reservoir by appropriate modifications of a standard black oil reservoir simulator. The modifications included techniques for the reduction of numerical dispersion and implementation of physical dispersion phenomena. The modified simulator was tested for 1D and 2D reservoir models describing displacement processes of mixing fluids (gases).
first rewind previous Strona / 1 next fast forward last
JavaScript jest wyłączony w Twojej przeglądarce internetowej. Włącz go, a następnie odśwież stronę, aby móc w pełni z niej korzystać.