Математическое моделирование совместного течения флюидов с сильно различающимися подвижностями в трехмерной капиллярной сетке

• Автор: Крылова, Марина Валерьевна
• Шифр специальности: 01.02.05
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2004
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 119 с. : ил.

Глава I. Анализ теоретических и экспериментальных исследований двухфазного течения в пористых средах
1.1. Обзор математических моделей двухфазного течения в капиллярных сетках
1.2. Экспериментальные и математические описания двухфазного течения жидкости и газа, представленного пеной, в пористой среде
1.3. Экспериментальные исследования по режимам вытеснения жидкости газом в капилляре
1.4. Основные положения, используемые в дальнейшем исследовании
Глава 2. Моделирование вытеснения в трехмерной капиллярной сетке
2.1. Геометрия порового пространства
2.2. Физические параметры капиллярной сетки
2.2.1. Вытеснение жидкости газом в гидрофильной сетке
2.2.1. Вытеснение газа жидкостью в гидрофобной сетке
2.3. Постановка задачи
2.3.1. Граничные и начальные условия. Расчет поля давлений в начальном состоянии сетки
2.3.2. Расчет движения менисков по капиллярным трубкам. Классификация режимов вытеснения в единичном капилляре с учетом капиллярных сил
2.3.2.1. Классификация режимов вытеснения в единичном капилляре с учетом капиллярных сил
2.3.2.2. Расчет движения менисков по капиллярным трубкам в трехмерной капиллярной сетке
2.3.3. Механизм перераспределения менисков при новом состоянии капиллярной сетки
2.3.3.1. Вытеснение жидкости газом в гидрофильной сетке
2.3.3.2. Вытеснение газа жидкостью в гидрофобной сетке

2.3.4. Расчет поля давления в узлах сетки
2.4. Численная реализация решения
Глава 3. Результаты расчетов двухфазного вытеснения в трехмерной капиллярной сетке
3.1. Результаты расчетов вытеснения жидкости газом в гидрофильной сетке
3.2. Результаты расчетов вытеснения газа жидкостью в гидрофобной сетке
Глава 4. Анализ и обсуждение результатов
Заключение
Литература

Актуальность проблемы. В процессе разработки и эксплуатации месторождения возникает многофазное движение углеводородных и неуглеводородных компонентов. Важным элементом в понимании динамики многофазных течений в пористых средах является соединение физики в микроскопическом масштабе с макроскопическими явлениями, которые наблюдаются в лаборатории или на месторождении. Внутри отдельных пор движение флюидов и мениска можно изучать на основании микрогеометрии и физических характеристик жидкости, газов и твердых тел. В макроскопическом масштабе обычно применяется теория многофазной фильтрации, использующая обобщенный закон Дарси и несколько эмпирических параметров (относительную фазовую проницаемость, среднее капиллярное давление и т.д.). Структура и свойства порового пространства становится важным, когда влияние капиллярных сил на поверхность раздела фаз становится существенным по отношению к другим силам, и тогда поведение двухфазного течения рассматривается на микромоделях.
Если один из флюидов является газом, а остальные жидкостями, то их подвижности могут отличаться в сотни и тысячи раз. Это обстоятельство приводит к ряду отрицательных последствий при вытеснении нефти газом: газ легко туннелируется от нагнетательной к добывающей скважине по высокопроницаемым участкам пористой среды; образует при наличии газовой шапки газовые конуса у добывающих скважин. Фронт вытеснения газом воды или нефти оказывается неустойчивым. Перечисленные свойства таких систем приводят к уменьшению добычи нефти.
Малые добавки поверхностно-активных веществ могут оказывать огромное влияние на подвижность газа в пористой среде, снижая ее в сотни и тысячи раз (Фрид, 1961 и др.). Эксперименты на прозрачных микромоделях показывают, что в этом случае газ диспергируется в жидкости, находясь в пористой среде в виде газовых пузырьков, разделенных тонкими перегородками жидкости (ламеллами). При использовании пены как блокиратора газовых каналов наблюдается понижение проницаемости по газу на несколько порядков [8-9, 29, 64-66, 108]. Известно [86-88, 102], что образование в каналах пористой среды жидкостных пробок (линз) ведет не только к снижению проницаемости по газу данного канала, но иногда и к полной их закупорке. Пленки вдоль стенок каналов, образующиеся при совместном несмешивающемся двухфазном течении в каналах и стабилизирующиеся при наличии ПАВ, также ведут к уменьшению проницаемости порового канала по газу [21, 112].