Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

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

Диссертация: Математическое моделирование совместного течения флюидов с сильно различающимися подвижностями в трехмерной капиллярной сетке
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

В главе 2 на основе положений, описанных в предыдущей главе, строится модель совместного течения жидкости и газа в трехмерной капиллярной сетке при вытеснении жидкости газом и газа жидкостью. Для постановки задачи о двухфазном вытеснении задается геометрическая модель пористой среды, представленная капиллярной решеткой, с физическими параметрами и вычисляется распределение поля давления по узлам… Читать ещё >

Математическое моделирование совместного течения флюидов с сильно различающимися подвижностями в трехмерной капиллярной сетке (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • Введение
  • Глава 1. 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

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 средыобразует 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 поЛЬой 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].

При вытеснении газа жидкостью в пористой среде в отдельных капиллярах встречаются режимы, в которых газ в жидкости находится в виде пузырьков. И в этом случае можно предположить, что проницаемость капилляров по жидкости, в которых имеет место такое «совместное течение жидкости и газа», снижается.

Существуют множество моделей для описания вытеснения одного флюида другим, как на макро-, так и на микроуровне. Однако недостаточно моделей двухфазной фильтрации, в которых учитывалось бы пленочное течение, течение со множеством пузырьков и ламелл. Учет этих режимов в отдельных капиллярах ведет к уменьшению проницаемости вытесняющего флюида. Такие режимы течения в капилляре в дальнейшем будем называть «совместным течением жидкости и газа по капиллярам со сниженной проницаемостью».

В этой связи, построение математической модели вытеснения жидкости газом в гидрофильной среде и газа жидкостью в гидрофобной среде, учитывающей вышеприведенные факты, является актуальной задачей современной науки о фильтрации газожидкостных смесей, так как более полно учитывает структуру течения.

Цель работы заключается в исследование совместного течения флюидов с сильно различающимися подвижностями в трехмерной капиллярной сетке на основе обобщенной математической модели и ее численной реализации. Определение на этой базе основных макрохарактеристик взаимного вытеснения флюидов: зависимостей от насыщенностей относительных фазовых проницаемостей, капиллярного давления и функции Бакли-Леверетта.

Основные задачи исследования.

1. Построение трехмерных решетчатых моделей с различными координационными числами, имитирующих структуру поровых сред со сложной геометрией.

2. Построение математической модели, в которой учтено возможное снижение проницаемости в отдельных капиллярах, обусловленное образованием ламелл, пленок или пузырьков газа, при вытеснении жидкости газом и газа жидкостью, соответственно, в гидрофильной и гидрофобной трехмерной капиллярной сетке.

3. Разработка и численная реализация эффективных разностных схем и алгоритмов математической модели взаимного вытеснения флюидов.

4. Определение макромасштаба и расчет интегральных макрохарактеристик вытеснения: зависимостей относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления от насыщенностей, функции Бакли-Леверетта, пороговых давлений для образования кластеров различных типов.

Обоснованность методов исследования.

Указанные задачи решались с помощью современных методов подземной гидромеханики, которые многократно апробированы численно-аналитически и экспериментально путем моделирования процессов двухфазной фильтрации в трехмерной капиллярной сетке, а также использования численного метода установления и хорошим совпадением с результатами экспериментов, проведенных в ИПНГ РАН. Построенные функции относительных фазовых проницаемостей для газа и жидкости имеют качественное совпадение с ранее полученными результатами (ЕнтовВ.М., Чен Син Э. П. и др.).

Краткое содержание работы.

В главе 1 дается изложение опубликованных теоретических и экспериментальных исследований двухфазного течения в пористых средах. Представлен обзор математических моделей многофазного вытеснения в капиллярных сетках. Также даны описания экспериментальных и теоретических моделей совместного течения, представленного пеной, и приводятся основные положения из анализа этих работ, на которых и строится модель совместного течения жидкости и газа в трехмерной капиллярной сетке при вытеснении жидкости газом и газа жидкостью. Описывается эксперимент, сделанный в работе [37], который был положен в основу моделирования вытеснения жидкости газом в трехмерной капиллярной сетке, в которой возможно существование капилляров со сниженной проницаемостью.

В главе 2 на основе положений, описанных в предыдущей главе, строится модель совместного течения жидкости и газа в трехмерной капиллярной сетке при вытеснении жидкости газом и газа жидкостью. Для постановки задачи о двухфазном вытеснении задается геометрическая модель пористой среды, представленная капиллярной решеткой, с физическими параметрами и вычисляется распределение поля давления по узлам решетки, ставятся начальные и граничные условия. Далее рассматривается движение мениска по капиллярам решетки и характеристики его движения в единичном капилляре с учетом капиллярных сил. Задача по классификации режимов вытеснения в единичном капилляре является важным вспомогательным элементом для построения капиллярно-решеточной модели. При прохождении через узлы решетки мениска определяются правила перераспределения положения менисков. И при новом распределении менисков пересчитывается поле давления по узлам решетки по численной схеме, описанной в конце этой главы.

В главе 3 представлены результаты расчетов математического моделирования двухфазного вытеснения при различных параметрах задачи. Предложена классификация капилляров и найдены зависимости доли капилляров с «совместным течением жидкости и газа» от величины коэффициента снижения проницаемости и геометрии пористой среды. Приводятся зависимости: капиллярного давления от водонасыщенностиотносительных фазовых проницаемостей от водонасыщенностираспределения эффективных радиусов от размеров капилляров при вытеснении жидкости газом в гидрофильной сетке и при вытеснении газа жидкости в гидрофобной сетке с учетом различных распределений радиусов по размеру капиллярной сетке.

В следующей главе проанализированы результаты, полученные в предыдущей главе. С помощью этого анализа установлено предельное число трубок в сетке капилляров, которое достаточно для расчета основных параметров вытеснения флюидов с требуемой точностью. Так же в этой главе показано, что существует два пороговых давления, определяющих отсутствие или образование в капиллярной сетке кластера вытесняющего флюида, который соединяет входную и выходную грани, и численным экспериментом определены величины их значений для сетки с заданными параметрами. Выявлено, что максимальное влияние эффекта снижения проницаемости вытесняющего флюида в части капилляров на процесс фильтрации в капиллярной сетке имеет место быть при малых перепадах давления или больших насьпценностях вытесняемого флюида. На данных из предыдущей главы построены функции отношения относительных фазовых проницаемостей с учетом совместного течения газа и жидкости в отдельных капиллярах к относительным фазовым проницаемостям без учета совместного течения газа и жидкости и показано, что КСП оказывает наибольшее влияние на ОФП вытесняющего флюида в области, где насыщенность этого флюида составляет от 0 до 50%. И в конце этой главы приводятся результаты, полученные на трехмерной капиллярной сетке при различных значения КСП, при переходе к макромасштабу использованы для построения и анализа решения классической задачи Бакли-Леверретта.

Научная новизна.

Разработана новая математической модель, учитывающая возможное снижение проницаемости вытесняющего флюида в отдельных капиллярах сетки, обусловленное образованием пленок, ламелл или пузырьков газа, при вытеснении жидкости газом в гидрофильной среде и газа жидкостью в гидрофобной среде.

Разработан и реализован алгоритм численного расчета для предложенной математической модели.

Произведен расчет параметров взаимного вытеснения газа жидкостью и жидкости газом в трехмерной капиллярной сетке, моделирующей поровое пространство, при различных законах распределения пор по размерам.

На основе выполненных численных экспериментов качественно подтверждены результаты предыдущих исследований в этом направлении и получены новые закономерности по возникновению «совместного течения жидкостии газа по капиллярам со сниженной проницаемостью»:

• выявлено, что максимальное влияние эффекта снижения проницаемости газа в части капилляров, обусловленного образованием ламелл, пленок или пузырьков газа, на процесс фильтрации газа имеет место при малых перепадах давления или больших насыщенностях вытесняемого флюида;

• показано, что существуют два пороговых давления, определяющих отсутствие или образование в капиллярной сетке бесконечного кластера при вытеснении жидкости газом в трехмерной капиллярной сетке;

• продемонстрировано, что снижение проницаемости вытесняющего флюида слабо влияет на относительные фазовые проницаемости (ОФП) для вытесняемого флюида, тогда как для вытесняющего флюида это влияние становится значительным;

• установлено, что снижение проницаемости в отдельных капиллярах оказывает наибольшее влияние на относительные фазовые проницаемости вытесняющего флюида в области, где насыщенность этого флюида составляет меньше 50%. Определены макроскопические характеристики взаимного вытеснения газа жидкостью:

• новые зависимости капиллярного давления от насыщенности;

• зависимости ОФП для флюидов в широком диапазоне параметров задачи;

• функция Бакли-Леверетта, которая (в рамках проведенных исследований) была применена к решению задач о движении фронта при двухфазной фильтрации.

Практическая значимость. Полученные в диссертационной работе результаты математического моделирования гидродинамических процессов при совместном течении жидкости и газа могут быть теоретической основой для развития новых методических рекомендаций и обоснованием новых технологий воздействия на залежи углеводородного сырья с целью увеличения нефтегазоконденсатоотдачи. Полученные результаты имеют также важное значение для определения эффективных технологических режимов циклической эксплуатации подземного хранилища газа в водоносных пластах, как в естественном режиме, так и при использовании пенообразующего водного раствора.

Апробация работы. Основные результаты работы опубликованы в [16,125−127].

Результаты работы докладывались и обсуждались: th.

— на 9-ом международной Европейском Симпозиуме по повышению нефтеотдачи (9 European Symposium on Improved Oil Recovery) (Гаага, Нидерланды, 20−22 октября 1997 г.);

— на конференции молодых ученых, посвященной 10-летию Института проблем нефти и газа РАН (Москва, ноябрь 1997 г.), на III Форуме SPE в Европе «Использование газа в повышении нефтеотдачи: от проекта до внедрения» (Авиамор, Великобритания, 20−25 сентября 1998 г.);

— на 4-ой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, 25−27 сентября 2001 г.);

— на конференции, посвященной 15-летию Института проблем нефти и газа РАН (Москва, май 2002 г.);

— на семинарах секции «Разработки нефтяных и газовых месторождений» и «Механики гетерогенных сред» ИПНГ РАН (1998;2004 гг.) и семинарах в ИПМ РАН (2003;2004 гг.).

Структура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы.

Список литературы

насчитывает 127 наименований. Общий объем работы (включая 4 таблицы и 78 рисунков) составляет 119 страницы.

Основные результаты работы состоят в следующем:

1. Построена математическая модель фильтрации двухфазной смеси (газа и жидкости) в трехмерной капиллярной сетке, в которой учтено влияние совместного течения жидкости и газа введением коэффициента снижения проницаемости в отдельных капиллярах. Исследованы процессы вытеснения жидкости газом в гидрофильной сетке и газа жидкостью в гидрофобной сетке.

2. Разработан алгоритм численной реализации математической модели с использованием метода установления в адекватной интерпретации. В результате его реализации:

— выявлено, что максимальное влияние эффекта снижения проницаемости газа в части капилляров, обусловленного образованием ламелл, пленок или пузырьков газа, на процесс фильтрации газа имеет место при малых перепадах давления или больших насьпценностях вытесняемого флюида;

— построены функции относительных фазовых проницаемостей для газа и жидкости, которые имеют качественное совпадение с ранее полученными результатами (ЕнтовВ.М., Чен Син Э.П.и др.);

— показано, что снижение проницаемости в отдельных капиллярах оказывает наибольшее влияние на относительные фазовые проницаемости вытесняющего флюида в области, где насыщенность этого флюида составляет меньше 50%;

— установлено, что существует два пороговых давления, определяющих отсутствие или образование в капиллярной сетке бесконечного кластера, и теоретически определены их численные значения для сетки с заданными параметрами.

3. Дана классификация трубок трехмерной капиллярной сетки по пяти основным признакам, определяющим их способ фильтровать газ и/или жидкость через капилляры.

4. Построено аналитическое решение уравнения, описывающего движение мениска в единичном капилляре с учетом капиллярных сил и предложена классификация режимов двухфазного вытеснения.

5. Результаты, полученные на трехмерной капиллярной сетке при различных значениях коэффициента снижения проницаемости в отдельных капиллярах при переходе к макромасштабу, использованы для построения решения задачи Бакли-Леверетта.

Заключение

.

Показать весь текст

Список литературы

  1. В.А., Амиян А. В., Казакевич J1.B., Бекеш Е. Н. Применение пенных систем в нефтегазодобыче. М., Недра, 1987,229 с.
  2. Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М., Недра, 1984,211с.
  3. К.С., Кочина И. Н., Максимов В. М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. -М.: Недра, 1993. -416с.
  4. A.M., Евгеньев А. Е., Максимов В. М. Методическое руководство по оценке эффективности использования пенообразующих растворов ПАВ при эксплуатации ПХГ в водоносных платах //МИНХиГП им. И. М. Губкина. М.: 1984, 70 с.
  5. О.В. Нелинейные капиллярные волны в тонких пленках вязкой жидкости и их разрушение. М, Изв. АН СССР, МЖГ, 1982, N4, с.
  6. .В., Чураев Н. В. Смачивающие пленки. -М.: Наука, 1984, 160 с.
  7. А.Е. с сотр. Экспериментальные исследования фильтрации пены в пористой среде // Труды МИНХиГП им. И. М. Губкина. М.: Недра. 1972. Вып. 101 стр. 73−78
  8. А.Е., Дедков Б. Н. Циклическая закачка раствора ПАВ и газа в пористую среду // Изв. Вузов. Нефть и газ. 1981. № 1, стр. 23−26.
  9. В.М. Физико-химическая гидродинамика процессов в пористых средах (математические модели методов повышения нефтеотдачи пластов). Препринт Институт проблем механики РАН № 161. М., 1980. 63 с.
  10. В.М., Зазовский А. Ф. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи. М.: Недра, 1989.-232 с.
  11. В.М., Мусин P.M. Микромеханика нелинейных двухфазных течений в пористых средах. Сточное моделирование и перколяционный анализ. М., Изв. РАН, МЖГ, 1997, с.
  12. В.М., Мусин P.M. Микромеханика образования и движения пены в пористых средах. Механизмы и сеточное моделирование. Препринт № 560, М., Ин-т Проблем механики, 1996, 56 с.
  13. И.М., Фельдман А. Я., Чен-Син Э., Моделирование процессов вытеснения в пористой среде, М., Изв. АН СССР, Программирование, 1975, N3, с. 67−74.
  14. И.М., Фельдман А. Я., Чен-Син Э., Юдин В. А., Численное моделирование равновесия и движения несмешивающихся жидкостей в сетке капилляров на ЭВМ, // рук. деп. ВИНИТИ 14.08.80.
  15. В.И., Крылова М. В. Макроскопические характеристики движения границы раздела фаз в единичном капилляре с учетом капиллярных сил // Изв. АН РАН. МЖГ, 1998 г., № 1, с. 188−190.
  16. В.В., Селяков В. И., Мусин М. М., Мусин P.M. Анализ эффективности заводнения с учетом характера течения жидкостей на микроуровне. Нефтяное хозяйство N.12, 1995, с. 40−43.
  17. В.В., Максименко А. А. Принцип аналитического описания течения флюидов в решеточных моделях пористой среды. М., Изв. РАН, МЖГ, № 1, 2000, с. 79−84.
  18. В.В., Селяков В. И. Перколяционная модель двухфазной фильтрации. // Изв. АН СССР. МЖГ. 1987, № 1, с. 88−95.
  19. Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. Москва- Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2002. 140 с.
  20. М.Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа. М.: Недра, 1981. 248 с.
  21. М.Ф., Харисов М. М. Относительные проницаемости жидкости и газа при пенообразовании в пористой среде. Известия АН СССР, сер. Механика жидкости и газа. М., Наука, 1979, № 1, с. 179−182.
  22. К.Г., Курдюмов В. Н. Пены в пористых средах как объект физики полимеров. ЖЭТФ, 1994, том 106, вып. 2(8), стр. 457−578.
  23. П.М., Ексерова Д. Р. Пена и пенные пленки, М., Химия, 1990.
  24. М.В. Локальные нелинейные эффекты в задаче о вытеснении жидкости газом в пористой среде/ ИПНГ РАН и Мин-ва образования РФ.- М., 2002. е.: ил. -Библиограф.: назв.- Рус, — Деп. ВИНИТИ 1.12.2002 г., № 2001-В2002.
  25. М.В. Математическое моделирование двухфазной фильтрации в трехмерной капиллярной сетке в присутствии пен // В сб. научн. тр. «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности». -М., ГЕОС, 2003
  26. Л.Д., Лифшиц Е. М. Теоретическая физика. Т. 6. Гидродинамика. М.: Наука, 1986.
  27. В.М. Основы гидротермодинамики пластовых систем. М.: Недра 1994, 202 с.
  28. М.М., Рыбицкая Л. П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. М.:Недра, 1976.-264с.
  29. В.И. Вытеснение жидкости из горизонтальной круглой трубы с помощью другой жидкости. М, Изв. АН СССР, МЖГ, 1969, N2, с. 11-.
  30. Н.Р. Махмутов и др., Реологические свойства пен и опыт их применения в нефтеразработке, Труды БашНИПИнефть, Уфа, N80, 1989 г., с. 36−37.
  31. М.Б., Панфилова И. В. Осредненные модели фильтрационных процессов с неоднородной внутренней структурой. М.: «Наука», 1996.-3 83с.
  32. М.Б., Туваева И. В. Перколяционные модели вытеснения жидкостей в случайно неоднородных средах.// М., 1990. 90с. (Препр./ ИПНГ АН СССР- № 12).
  33. Г. Б., Исаев Р. Г. Подземная гидравлика. Учебное пособие. М., Недра, 1972, 360с.
  34. В.И. Эффективная проницаемость неоднородной среды. В кн.: Всесоюз. Семинар «Современные проблемы и математические методы теории фильтрации», Москва, 1984, с. 99−101.
  35. Somov U. Physical and Mathematical Modeling of Foam Flow through Porous Media, p. 67−69, IKU project № 53.4810.00 «Foam Simulation» 30.09.1995
  36. B.K., Пены. Теория и практика их получения и разрушения. М., «Химия», 1975,264 с.
  37. А. С. Опыт газоводных воздействий на месторождениях Западной Сибири, Саматлор, Диссертация, Нижневартовск, 1991г.
  38. И.В., Панфилов М. Б. Конвективное размазывание фронта в неоднородной среде и проблема его описания. М., 1990. 71 с. (Препр./ ИПНГ АН СССР- № 6).
  39. В.Н. Влияние капиллярных эффектов и контактов с углеводородами на устойчивость пен: Дис. канд. Хим. Наук. М.: МГУ, 1981.218 с.
  40. Billiotte, J.A., De Moegen, H., and Oren, P.E. Experimental micromodeling and numerical simulation of gas/water injection/withdrawal cycles as applied to underground gas storage, SPE Adv. Tech. Ser. 1(1), pp. 133−139,1993.
  41. Borchardt, J.K., Structure-property relationships for mobility-control surfactant. D.H. Smith (ed.), ACS Symposium Series, American Chemical Society, Washington DC, 1988, 373, pp. 181−205.
  42. Chambers K.T. Pore-level basics for modeling foam flow in porous media with randomly connected pore throats and bodies. MS Thesis, Univ. Of California, Berkeley, 1990.
  43. Chambers K.T., Radke C.J. Capillary phenomena in foam flow through porous media. Interfacial phenomena in petroleum recovery, ed. Morrow, N.R., Surfactant science series, vol. 36, Marcel Dekker, New York, 1991.
  44. Chandler R., Koplik J., Lerman K., Willemsen J.F. Percolation and Capillary Fluid Displacement, J. Fluid Mech., 1982,119, pp. 249−267.
  45. Chou S.I. Percolation theory foam in porous media. Paper SPE/DOE 20 239 presented at the 1990 SPE/DOE Symposium on EOR, Tulsa, April 22−25.
  46. Coats K.H., Neilson R.L., Terhune M.H., Weber A.J. Sumulation of three-dimensional, two-phase flow in oil and gas reservoirs., SPEJ, December 1967, pp. 377−388.
  47. Constantinides G.N., Payatakes A.C., A Theoretical Model of Collision and Coalescence of Ganglia in Porous Media. J. Colloid Interface Sci., Vol. 141, No. 2, February 1991, pp. 486−504.
  48. Dautov R., Kornev K., MourzenkoV. Foam patterning in porous media. Phys. Rev. E 58, Number 6, December 1997, pp. 6929−6944.
  49. Dussan E.B. On the spreading of liquids on solid surfaces: static and dynamic contact lines. Ann. Rev. Fluid Mech. 1979.11.P. 371−400.
  50. Entov V.M., Physical and Mathematical Modeling of Foam Flow Trough Porous Media, presented at 3ed Workshop on Foam Field Application, March, Roros, Norway, 1994.
  51. Ettinger R.A., Radke C.J., The influence of texture on steady foam flow in berea sandstone. SPE 19 688, presented at the Annual Fall Technical Conference of SPE, San Antonio, October 8−11,1988, pp. 589−600.
  52. Falls A.H., Hirasaki G.I., Patzek T.W., Gauglitz P.A., Miller D.D., Ratulowski J. Development of mechanistic foam simulator: the population balance and generation by snap-off. SPERE, August 1988, pp. 884−892.
  53. Falls A.H., Musters J J., Ratulowski J. The apparent viscosity of foams in homogeneous beadpacks. Soc. Petr. Eng. Reservoir Eng., May 1989, 4, pp. 155−164.
  54. Fatt I. The network model of porous media, I-III, Trans. AIME, 1956, v. 207, p.144−181.
  55. Fried N.A., The Foam Drive Process for Increasing of Oil Recovery, US Dept. of Interior, Bureau of Mines: Washington, DC, 1961.
  56. Friedmann F., Chen W.H., Gauglitz P. A. Experimental and simulation study of high-temperature foam displacement in porous media. Paper SPE/DOE 17 357 presented at the 1988 SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium, Tulsa, OK, April 17−20, 1988.
  57. Friedmann F., Chen W.H., Gauglitz P.A. Steam-foam mechanistic field trial in the midway-sunset field. Paper SPE 21 780 presented at the 1991 SPE California Regional Meeting.
  58. Gillis J.V. Tracer-detection and structure of stationary lamellae during foam flow through Berea sandstone. PhD dissertation, University of California, Berkley, 1990.
  59. Gray W.J., Lee P.C.Y. On the theorems for local volume averaging of multiphase systems. Int. J. Multiphase Flow. 1977,3, pp. 333−340.
  60. Hanssen J.E. Foam as a gas-blocking agent in petroleum reservoirs I: Empirical observations and parametric study. Submitted for journal publication. 1992.
  61. Hanssen J.E. Foam as a gas-blocking agent in petroleum reservoirs II: Mechanisms of gas blockage by foam. Submitted for journal publication, October 1992.
  62. Hanssen J.E. Foam for gas flooding. Published as Section 11.1 in The SPOR Monograph: Recent Advances in Improved Oil Recovery Methods for North Sea Sandstone Reservoirs.
  63. S.M. Skjoeveland and J. Kleppe (Eds.), Norwegian Petroleum Directorate, Stavanger 1992, pp. 277−283.
  64. Hanssen J.E., Dalland M. Foam barriers for thin oil rims: Gas blockage at reservoir conditions. Presented at the 6th European Symposium on Improved Oil Recovery, Stavanger, 21−23 May 1991.
  65. Hanssen J.E., Jakobsen K. R, Meling T. Interaction of gas-blocking foam with oil in model porous media. Progr. Coll. Polum. Sci., 81,1990, pp. 264−265.
  66. Hanssen J.E., Meling T. Gas-blocking foams in porous media: Effects of oil and surfactant hydrophobe carbon number. Progr. Coll. Polum. Sci., 82,1990, pp. 140−154.
  67. Hanssen J.E., Rolfsvag T.A., Corneliussen R., Dalland M. Foam barriers against gastViconing in thin oil zones. Presented at the 5 European Symposium on Improved Oil Recovery, Budapest, 25−27 April 1989, proceeding, pp. 737−746.
  68. Hinkley R. Oil ganglion motion, M.S. Thesis, Univ. Of Houston, Houston, Texas, 1982.
  69. Hirasaki G.J. The steam-foam process, supplement to SPE 19 505, available from SPE Book Order Department, Richardson, Tex., 1988.
  70. Hirasaki G.J., Lawson J.B. Mechanisms of foam flow in porous media: apparent viscosity in smooth capillaries. SPE J., February 1985, pp. 176−190.
  71. Holm L.W. The mechanism of gas and liquid flow through porous media in the presence of foam. SPEJ, December 1968, pp. 359−369.
  72. Holm L.W., Bernard G. G Effect of foam on permeability of porous media to gas. SPEJ, September 1964, pp. 267−274.
  73. Holt Т., Vassenden F., Svorstol I. Effects of pressure on foam stability- Implications for foam screening. SPE 35 398, presented at the 1996 SPE/DOE Tenth Symposium of Improved Oil Recovery held in Tulsa, Oklahoma, April 21−24, 1996.
  74. Huh D.G., Handy L.L. Comparison of steady and unsteady state flow of gas and foaming solution in porous media. SPERE, February 1989, pp.77.
  75. Hulbert H.M., Katz S. Some problems in particle technology-A statistical mechanical formulation. Chem. Eng. Sci. 1964, 19, pp. 555−574.
  76. Khristov К., Exerowa D.R., Kruglyakov P.M. Influence of the pressure in the Plateau-Gibbs borders on the drainage and foam stability. Colloid and Polimer Science, 1979, 257, pp. 504−511.
  77. Koplik J. Creeping flow in two-dimensional network., J. Fluid Mech., 1982,119, pp. 219 247.
  78. Koplik J., Lasserter T.J., Two-phase flow in random network models of porous media. //SPE J. 1985. Vol. 25, N 1, pp. 89−100.
  79. Kornev K., Shugai G. Thermodynamic and hydrodynamic peculiarities of a foam lamella confined in cylindrical pore. Phys. Rev. E 58, Number 6, December 1998, pp. 7606−7619.
  80. Krylova M., Zemskikh V. Computer Modelling of Foam Flow through 3D Capillary Network // presented at 9th European Symposium on Improved Oil Recovery, October, The Hague, The Netherlands, 1997, P210.
  81. Laidlaw W.G., Wilson W.G., Coomber Denis A. A lattice model of foam flow in porous media: a percolation approach. Transport in Porous Media, 11, pp. 139−159,1993.
  82. Lenormand R, Schlumberger D., Zarcone C. Physics of blob displacement in two-dimension porous medium, paper SPE/DOE 14 882 presented at the 5th Symposium on Enhanced Oil Recovery of SPE/DOE, Tulsa, OK, Apr. 2−23,1986.
  83. Lenormand R, Touboul E., Zarcone C. Numerical models and experiments on immiscible displacement in porous media. // J. Fluid Mech. (1988), vol. 189, pp. 165−187.
  84. Lenormand R, Zarcone C, Sarr A. Mechanisms of the displacement of one fluid by another in a network of capillary ducts. // J. Fluid Mech. (1983), vol. 135, pp. 337−353.
  85. Lenormand R, Zarcone C. Role of roughness and edges during imbibition in square capillaries, paper SPE 13 264 presented at the 59th SPE Annual Technical Meeting, Houston, Sept., 1985.
  86. Lenormand R. Scaling laws for immiscible displacements with capillary and viscous fingering. SPE 15 390 61th Annual Tech. Conf. AndExhib. Of SPE, New Orleans, La, Oct. 5−6, 1986.
  87. Marsden S.S., Albrecht R.A. Foams as blocking agent in porous media. SPEJ, March 1970, pp. 51−55.
  88. Mast R.F. Microscopic behavior of foam in porous media. Paper SPE 3 997 presented at the 1972 SPE Annual Meeting, San Antonio, October 8−11.
  89. Mohammadi S.S. Techniques for accelerating production response in steam-foam recovery. SPE 24 028, presented at the SPE California Region Meeting 1992 in Bakersfield, California, May 30- April 1, 1992.
  90. Nahid B.H. Non-Darcy flow of gas through porous media in the presence surface active agent. PhD dissertation, University of Southern California, Los-Angeles, 1971.
  91. Oren, P.E., Billiotte, J.A., Pinczewski, W.V., Pore-scale network modelling of waterflood residual oil recovery by immiscible gas flooding, paper SPE/DOE 27 814, 9th Symp. IOR, Tulsa, OK, April 17−20,1994.
  92. Oren, P.E., Pinczewski, W.V., Effect of wettability and spreading on recovery of waterflood residual oil by immiscible gasflooding. SPE Formation Evalution 7(1), pp. 7078, 1994.
  93. Oren, P.E., Pinczewski, W.V., Fluid distribution and pore-scale displacement mechanisms in drainage dominated three-phase flow. Transport in Porous Media 20: pp. 105−133, 1995.
  94. Patzek T.W. Descrition of foam flow in porous media by the population balance method. Surfactant-based mobility control, D.H. Smith (ed.), ACS Symposium Series American Chemical Society, Washington DC, 1988, 373, pp. 326−341.
  95. Patzek T.W., Myhill N.A. Simulation of the Bishop Steam Foam Pilot. SPE 18 786, presented at the SPE California Region Meeting 1992 in Bakersfield, California, April 5−7, 1989.
  96. Payatakes A.C., Dias M.M., Immiscible microdisplacement and ganglion dynamics in porous media. Reviews in Chemical Engeneering, Vol. 2, No. 2,1984, pp. 85−174.
  97. Payatakes A.C., Dynamics of Oil Ganglia During Immiscible Displacement in Water-Wet Porous Media. Ann. Rev. Fluid Mech., 1982,14, pp. 365−393.
  98. Payatakes A.C., Dynamics of oil ganglion during immiscible displacement in water-wet porous media. Ann. Rev. Fluid Mech. 1982, 14m, pp. 365−393.
  99. Payatakes A.C., Ng K.M., Flumerfelt R.W. Oil ganglia dinamics during immiscible displacement. AIChE Journal, 1980, Vol.26, pp. 430−443.
  100. Pereira, G. G., Pinczewski, W.V., Chan D.Y.C., Paterson L., Oren P.E., Pore-scale network model for drainage-dominated three-phase flow in porous media. Transport in Porous Media 24: pp. 167−201,1996.
  101. Persoff P., Radke C.J., Praess K., Benson S.M., Witherspoon P.A. A laboratory investigation of foam flow in sanstone at elevated pressure. SPE 18 781, presented at the
  102. California Reginal Meeting of SPE, Bakersfield, April 5−7 1989, to appear in SPE Reservoir Eng.
  103. Prieditis J. A pore level investigation of foam flow behavior in porous media. PhD Thesis, Univ. of Houston, Houston 1988.
  104. Prieditis J., Flumerfelt R.W. Mobility of foam in porous media. Surfactant-based mobility control: progress in miscible-flood enhanced oil recovery. D.H. Smith, ed., Am Chem. Soc. Symp. Ser., 373, Washington, DC, 1988.
  105. Radke C.J., Ettinger R.A., The influence of texture on steady foam flow in Berea sandstone. SPE Reservoir Engineering, 7, April, 1991, pp. 83−90.
  106. Radke C.J., Gillis J. V, A dual gas tracer technique for determining trapped gas saturation during steady foam flow in porous media. SPE 20 519, presented at the 1990 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, September 23−26.
  107. Ransohoff, T.C. and C.J. Radke, Mechanisms of Foam Generation in Glass-Bead Packs. SPE Reservoir Engineering, 3(2), 573−585 (May 1988).
  108. Rapin S. Behavior of non-wetting oil ganglia displaced by an aqueous phase, M.S. Thesis, Univ. Of Houston, Houston, Texas, 1980.
  109. Rossen W.R., Gauglitz P.A. Percolation theory of creation and mobilization of foam in porous media. AIChE J., 36: 8,1990, pp. 1176−1188.
  110. Rossen W.R., Theory of foam mobilization pressure gradient. SPE 17 358, Soc. Petr. Eng./DOE Symp. On Enhanced Oil Recovery, Tulsa, 1988.
  111. Rossen W.R., Theory of mobilization pressure gradient of flowing foams in porous media. I: Incompressible foam. J. Colloid Interf. Sci., 136, 1,1990.
  112. Rossen W.R., Theory of mobilization pressure gradient of flowing foams in porous media. II: Effect of compressibility. J. Colloid Interf. Sci., 136, 17,1990.
  113. Rossen W.R., Theory of mobilization pressure gradient of flowing foams in porous media. II: Asymmetric lamella shapes. J. Colloid Interf. Sci., 136, 38, 1990.
  114. Sanchez J.M., Hazlett R.D. Foam flow through an oil-wet porous medium: a laboratory study. SPE 19 687, Soc. Pet. Eng. Ann. Meet. 1989.
  115. Shirley A.I. Foam formulation in porous media, a microscopic visual study. Surfactant-based mobility control, D.H. Smith (ed.), ACS Symposium Series American Chemical Society, Washington DC, 1988, 373, pp. 234−257.
  116. Singhal A.K., Somerton W.H. Quantitative modelling of immiscible displacement in porous media: a network approach, Rev. Inst. Franc Petrole, 1977,32, pp. 897−920.
  117. Tilton J.N., Payatakes A.C., Collocation Solution of Creeping Newtonian Flow through Sinusoidal Tubes: A Correction, AIChE Journal, Vol.30, No. 6, November 1984, pp. 1016−1021.
  118. Vassenden F., Holt T. Experimental foundation for relative permeability modeling of foam. SPE 39 660, presented at the 1998 SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, April 19−22 1998.
  119. Vassenden F., Holt Т., Solheim A. Foam propagation on Semi-reservoir Scale. SPE 39 682, presented at the 1998 SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, April 19−22 1998.
  120. Washburn E.W. The dynamics of capillary flow// Phys.Rev.l921.V.17.P.273−283.
  121. Whitaker S. The transport equation for multi-phase systems. Chem. Eng. Sci. 1973, 28, pp. 139−147.
  122. Zemskikh V., Krylova M. Physical and Mathematical Modelling of Foam Flow Through Porous Media // presented at 1-st International Workshop of Reservoir Application of Foam, 2−5 April, 1993, Stavanger, Norway pp.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!