Documente online.
Username / Parola inexistente
  Zona de administrare documente. Fisierele tale  
Am uitat parola x Creaza cont nou
  Home Exploreaza
Upload




























Curgerera eterogena prin medii poroase

geografie




Curgerera eterogena prin medii poroase



17.1. Definitii si generalitati




Starea de saturatie a unei roci defineste caracterul curgerii. Astfel, daca roca este complet saturata cu o singura faza, curgerea se numeste omogena; daca roca este saturata cu cel putin doua faze, curgerea se numeste eterogena. Īn mod frecvent de produce urmatoarea confuzie: daca īn roca exista doua faze, dintre care una este imobila, saturatia fiind sub cea ireductibila, se considera curgerea ca fiind omogena. Cel mai evident caz de confuzie este cel al zaca-mintelor de gaze cu acvifer inactiv, unde curg numai gazele, dar īn prezenta apei ireductibile. Curgerea este, evident, eterogena. Trebuie evitata o astfel de eroare.

Fie ca este vorba de o carota sau de un īntreg zacamānt, exista o anumita distributie a saturatiilor care este esentiala īn stabilirea caracterului curgerii. Cazul cel mai simplu este cel al curgerii bifazice. El se īntālneste īn zacamintele de gaze pe toata durata exploatarii iar īn zacamintele de gaze cu condensat si de titei numai la presiuni superioare presiunii de saturatie, adica pe scurta perioada de timp, la īnceputul exploatarii. Dupa aparitia condensatului, respectiv a gazelor iesite din solutie, curgerea devine trifazica.

Miscarea fluidelor īntr-o carota sau īntr-un zacamānt are loc prin crearea unei diferente de presiune motoare īntre capetele carotei sau īntre stratul productiv si sonda. Sunt patru forte care intervin īn procesul miscarii: motoare, de frecare, de interfata si de gravitatie.

Contributia fiecarei forte variaza īn limite foarte largi si nu poate fi surprinsa cantitativ. Abordarea acestei probleme este de foarte multe ori superficiala, chiar simplista. Profesorul G. Manolescu a tratat īntr-un mod complex aceast subiect. El a propus cuantificarea contributiei fortelor implicate īn miscarea eterogena a fost facuta prin intermediul gradientilor de presiune, sub forma:


(17.1.)


īn care indicii m, f, c si g se refera, īn ordine, la cele patru forte mentionate mai sus.

Aceasta relatie poate fi rescrisa, prin īmpartirea la membrul stāng, astfel:


(17.2.)


īn care simbolurile f, c si g reprezinta contributia fractionara a celor trei forte īn procesul curgerii.

Admitānd mai multe ipoteze simplificatoare, nedetaliabile aici, pe baza experimentelor proprii sau preluate din literatura de specialitate precum si folosind anumite estimari, au fost construite īntr-o reprezentare Rozeboom diagramele din figurile 17.1. si 17.2. pentru un regim "normal" de exploatare a unui zacamānt de titei si pentru un regim "fortat", adica la debite de extractie peste normal.


Fig. 17.1. Estimarea contributiei celor trei gradienti de presiune

pentru regimul fortat.


Fig. 17.2. Estimarea contributiei celor trei gradienti de presiune

pentru regimul normal.


Au fost luate drept elemente de referinta permeabilitatea absoluta a rocii, k, si distanta de la sonda la punctul considerat, r. Vor fi date, īn continuare, cāteva puncte de reper pentru īntelegerea acestor diagrame care au īn vedere pozitia punctelor pe diagrama. 1) forta de gravitatie este subordonata, contributia ei fiind semnificativa numai la permeabilitati foarte mari. De altfel este foarte lesne de observat ca toate punctele se afla īntr-o pozitie apropiata de latura c-f; 2) pentru o permeabilitate data, pe masura ce distanta de la sonda creste, contributia fortelor de frecare scade datorita scaderii vitezei de curgere (cu cāt raza este mai mare, dreapta corespunzatoare este mai apropiata de vārful c. Īn mod complementar, creste contributia fortelor de interfata; 3) la aceeasi distanta de sonda, cu cāt permeabilitatea absoluta este mai mare, contributia fortelor de intefata este mai mica deoarece permeabilitatea mare este asociata cu dimensiuni mari ale porilor si, implicit, cu diferente capilare de presiune mai mici. Īn acelasi timp, la permeabilitati mari, efectul gravitatiei este mai mare; 4) īn cea mai mare parte din zacamānt influenta cea mai mare o au fortele de interfata (spre exemplu, īntr-o zona de drenaj cu raza de 200 m aferenta unei sonde, zona vecina sondei, unde predomina fortele de frecare - sub 3 m - reprezinta numai 0,016% din volumul exploatat) Pentru detalii, vezi [12].

Desi curgerea eterogena prin medii poroase reprezinta obiectul de studiu al Hidraulucii Subterane, va fi tratat īn acest capitol aspectul fizic al problemei.

Ca si īn cazul curgerii omogene, se va aborda mai īntāi curgerea la scara micro si apoi la scara macro.


17.2. Curgerea eterogena la scara micro


La scara porilor individuali si a retelelor de pori, esentiala este udarea selectiva a rocii de catre fazele fluide. Pentru simplificare, vom considera curgerea bifazica īn canale cu geometrie regulata īn absenta gravitatiei. Se deosebesc patru regimuri de curgere: curgerea omogena (este cazul porilor īn care se afla, temporar, o singura faza), curgerea cu interfata, curgerea dopurilor si curgerea inelara. 717o144h


Curgerea cu interfata. Īn cazul acestui regim se disting doua situatii care se refera la succesiunea fazelor: faza umezitoare premerge fazei neumezitoare si invers. Īn figura 17.3. este prezentat regimul de curgere cu interfata īntr-un capilar cilindric.

Fig.17.3. Ilustrarea regimului de curgere cu interfata.


Ecuatia de curgere poare fi scrisa, pe scurt, sub forma:


(17.3)


Explicitānd, rezulta expresia:


(17.4)


notatiile fiind cele cunoscute. Semnul plus corespunde situatiei cānd faza neumezitoare dezlocuieste faza umezitoare iar semnul minus situatiei inverse. Din punct de vedere fizic, semnul minus arata ca forta de interfata are sensul curgerii, ea īnsasi provocānd miscarea. De altfel, chiar īn absenta presiunii motoare, curgerea are loc prin asa-zisa īmbibare libera.

Īn acest caz, viteza de curgere este determinata de echilibrul dintre forta de interfata si forta de frecare. Īn fapt, īn astfel de cazuri, viteza de curgere este foarte mare.

Histereza de udare este prezenta, astfel ca unghiul de contact masurat īn faza umezitoare este r īn primul caz si, respectiv p īn al doilea caz, dupa cum este consemnat si pe figura. Efectul histerezei este acelasi: limitarea vitezei de curgere. Astfel, cānd avem r, termenul al doilea din relatia (17.4) are o valoare crescuta, rezultānd o valoare mai mare pentru p iar cānd avem p acest termen are o valoare scazuta, ceea ce va face ca efectul de punere īn miscare a fluidelor sa fie diminuat.

Pentru alte forme de capilare expresia caderii de presiune este similara, īn sensul ca ea contine aceeasi termeni, doar expresiile pentru evaluarea frecarilor si a diferentei capilare de presiune sunt diferite. Diferenta majora fata de capilarele cilindrice (si īn general fata de capilarele cu sectiune constanta) este aceea ca miscarea este nestationara. Modificarea sectiunii duce la schimbarea curburii interfetei si, implicit la variatia diferentei capilare de presiune. Miscarea poate fi accelerata sau īncetinita, īn functie de sensul de variatie a sectiunii transversale. Daca sectiunea scade, faza umezitoare va avansa mai repede, respectiv se va retrage mai īncet.

Regimul nestationar este promovat si de vāscozitatea diferita a celor doua faze, dar īntr-o masura mai mica.

Un caz extrem este acela īn care presiunea motoare este egala cu diferenta capilara de presiune introdusa de interfata (este vorba, evident, de cazul dezlocuirii cu faza neumezitoare). Īntr-o astfel de situatie miscarea īnceteaza. Mai mult, daca presiunea motoare devine mai mica decāt diferenta capilara de presiune (pentru acelasi caz) se produce curgerea īn sens invers, adica faza neumezitoare se retrage, avānd loc o īmbibare libera a fazei umezitoare.


Curgerea dopurilor. Exista diverse mecanisme de fragmentare a fazelor care curg prin pori. O parte din ele au fost mentionate īn paragraful referitor la histereza de udare, altele vor fi analizate īn paragrafele ce vor urma. Īn figura 17.4. sunt prezentate doua dopuri īn miscare: Unul de faza umezitoare si unul de faza neumezitoare.

Fig. 17.4. Curgerea dopurilor.


Ecuatia de curgere este urmatoarea, aceeasi pentru cele doua dopuri:


(17.5.)


Expresia lui fp este similara cu cea din relatia (13.4.):


(17.6.)


Este lesne de observat ca relatia (17.6.) este identica cu relatia (13.10.) care cuantifica efectul Jamin. Asa cum s-a aratat, efectul Jamin este unul de frānare a curgerii. Asadar, fie ca este dop de faza umezitoare sau neumezitoare, forta de interfata rezultanta pentru cele doua interfete este de acelasi sens cu forta de frecare, cu alte cuvinte, se opune miscarii. Subliniem si aici ca īn cazul unei succesiuni de dopuri efectul de frānare a miscarii se cumuleaza.

Daca presiunea motoare este inferioara unei limite determinate de efectul Jamin, dopurile se deformeaza, fara īnsa a fi puse īn miscare.

Mentiunea referitoare la curgerea prin capilare cu sectiune variabila facuta pentru cazul cugerii cu interfata se pastreaza si pentru curgerea dopurilor.


Curgerea inelara. Īn cazul acestui regim de curgere, faza umezitoare se dispune periferic, sub forma unui inel, iar faza neumezitoare sub forma unui nucleu central, de forma cilindrica cu raza R1 (R1 = r1/ r) ca īn figura 17.5.

Fig. 17.5. Ilustrarea curgerii inelare prin capilare cilindrice.


Pentru capilarele cilindrice, din motive de simetrie axiala, influenta fortei de interfata este nula. Debitele celor doua faze, Qu si Qn, sunt date de relatiile;



īn care H = μnu . Modul īn care au fost deduse aceste relatii, precum si alte

detalii īn legatura cu acest regim de curgere sunt prezentate īn [53].

Din punct de vedere fizic, problema trebuie pusa altfel: pentru debite impuse, īn raportul a = Qu/Qn, interfata se stabilizeaza īntr=o anumita pozitie, la distanta adimensionala R1 de axul tubului, data de expresia:


(17.9)


Pentru aceasta pozitie a interfetei, saturatia capilarului īn cele doua faze este data de relatiile:


(17.10.)


(17.11.)


O prima remarca referitoare la regimul de curgere inelara este aceea ca este nestabil. Datorita ariei mari a interfetei, deci a unei energii de suprafata mari, fazele tind sa se dispuna sub forma de dopuri, caz īn care aria interfetei scade simtitor. O a doua remarca se refera la cazul īn care vāscozitatea fazei neumezitoare este mult mai mare decāt cea a fazei umezitoare. Pentru aceeasi presiune motoare, debitul de faza neumezitoare īn prezenta inelului de faza umezitoare este mult mai mare decāt īn absenta lui. Spre exemplu, pentru H = 50, la Sn = 0,5, debitul de faza neumezitoare este de cca. o suta de ori mai mare īn prezenta inelului de faza umezitoare decāt īn absenta lui (pentru detalii, vezi anexa 5). O a treia remarca este aceea ca debitul de faza umezitoare dispusa inelar nu este influentat de vāscozitatea fazei neumezitoare. Mai mult, daca īn spatiul ocupat de faza neumezitoare ar fi faza umezitoare (curgere omogena), debitul de faza umezitoare din interorul inelului ipotetic este acelasi. O a patra observatie este aceea ca inelul de faza umezitoare nu poate fi imobil īn timp ce faza neumezitoare curge. Acest fapt, demonstrat atāt teoretic cāt si experimental īn [32], vine sa infirme o parere destul de raspāndita. Imobilitatea fazei umezitoare este posibila, dar īn capilarele necilindrice unde aceasta se dispune pendular īn zonele periferice.

Capilarele cilindrice ca modele de pori sunt departe de a descrie exact curgere eterogena prin porii reali. Totusi, regimurile de curgere descrise mai sus si fortele care intervin īn fiecare caz se pastreaza.


Curgerea eterogena prin retele de pori. Suplimentul de complexitate care apare la descrierea curgerii īn retele de pori fata de cea din porii individuali este data fenomenele care se petrec atunci cānd interfata ajunge īn nodurile retelei. Problema, īn ansamblui ei, este mult pre complicata pentru a fi tratata īn aceasta lucrare. De altfel, ea nu este pe deplin elucidata. Īn continuare vor fi tratate cāteva situatii simple, dar cu impactul cel mai mare īn procesul curgerii eterogene.

Prima configuratie care va fi luata īn discutie este un quartet de pori cilindrici ca īn figura 17.6. (se mai numeste si dublet de pori pentru a marca existenta dispuneri "īn paralel" a doi pori. Se pot considera mai multe combinatii de raze ale celor patru pori. Pentru exemplificare vom considera relatia: r3 < r2 < r4 < r1.

Fig. 17.6. Ilustrarea conceptului de dublet de pori.


a) Dezlocuirea fazei umezitoare (drenajul). Asa cum a fost mentionat īn capitolele anterioare, o faza neumezitoare patrunde īntr-un capilar numai daca presiunea motoare depaseste diferenta capilara introdusa de interfata. Pentru acest caz vom considera ca presiunea motoare este superioara diferentei capilare de presiune corespunzatoare capilarului 3 care este si cea mai mare, raza fiind cea mai mica. Īn figura 17.7. este prezentata succesiunea de pozitii ale interfetei īn cei patru pori īn cursul dezlocuirii.

Fig. 17.7. Evolutia dezlocuirii fazei umezitoare īntr-un dublet

de pori cu dimensiunile din fig. 17.6.


Dupa cum se poate vedea, viteza de avansare a interfetei īn capilarul 2 este mai mare decāt cea din capilarul 3 din doua motive: primul, cel mai important, este ca diferenta capilara de presiune, care se opune avansarii, este mai mica īn capilarul 2; al doilea motiv este acela ca frecarea este mai mare īn capilarul 3, de raza mai mica.

Asadar, consecinta acestei evolutii este formarea unui dop de faza umezitoare īn capilarul mai fin. Lungimea dopului este cu atāt mai mare cu cāt contrastul de viteze este mai mare, adica cu cāt raportul r2/r3 este mai mare. Aceasta consecinta este de o importanta covārsitoare pentru curgerea eterogena prin medii poroase: cānd o faza neumezitoare patrunde īntr-un dublet de pori se creaza o discontinuitate īn faza dezlocuita prin formarea unui dop. Punerea īn miscare a acestui dop este, practic, imposibila datorita efectului Jamin astfel īncāt curgerea prin porul respectiv este blocata. Daca se are īn vedere structura rocilor colectoare, asa cum a fost descrisa īn capitolul 7 unde s-a aratat ca gradul de interconexiune al porilor este mult mai mare decāt 3, valoare corespunzatoare dubletului de pori, fenomenul descris mai sus este mult mai amplu. Relatiile de calcul pentru curgerea prin reteaua de pori cu doi pori īn paralel ca si generalizarea pentru n pori īn paralel sunt prezentate īn [32].

Pentru cazul simplu al egalitatii vāscozitatilor celor doua faze, raportul dintre lungimea dopului si lungimea capilarului este dat de relatia [32]:


(17.12.)


Acest raport poate fi chiar unitar, adica īntreg capilarul ramāne ocupat cu faza dezlocuita (faza umezitoare), daca presiunea motoare nu depaseste diferenta capilara de presiune aferenta capilarului mai īngust. Practic, interfata ocoleste capilarul mai fin.

b) Dezlocuirea fazei neumezitoare (īmbibarea). Pentru patrunderea fazei umezitoare īntr-un dublet de pori nu este necesara o presiune motoare. Aici se manifesta fenomenul de īmbibare libera mentionat mai sus. Daca se aplica, totusi, o presiune motoare, procesul decurge īn acelasi fel, cu deosebirea ca se realizeaza cu o viteza mai mare. Succesiunea pozitiilor interfetei este prezentata īn figura 17.8.

Fig. 17.8. Evolutia dezlocuirii fazei neumezitoare īntr-un dublet

de pori cu dimensiunile din figura 17.6.


Spre deosebire de situatia anterioara, interfata se deplaseaza cu viteza mai mare īn capilarul 3. Explicatia rezida īn aceea ca dintre cele doua forte care guverneaza curgerea, forta de interfata si forta de frecare, prima este cu mult mai mare decāt cea de a doua.

Rezultatul procesului de īmbibare descris mai sus este analog cu cel de drenaj: fragmentarea fazei dezlocuite si formarea unui dop, de data aceasta, de faza neumezitoare īn capilarul mai larg. Curgerea prin acest capilar este blocata, cu sanse mici de a fi deblocata. Punerea īn miscare a acestui dop prizonier poate fi facuta prin aplicarea unei presiuni motoare suficient de mari pentru depasirea diferentei de presiune introdusa de efectul Jamin. Hotarātoare īn acest caz este si dimensiunea capilarului 4. Īn general, īn zacaminte nu sunt disponibile presiuni motoare suficient de mari decāt īn apropierea sondelor.

Daca se are īn vedere ca formele porilor reali sunt departe de a fi descrise de modelul analizat, īn sensul ca sectiunile transversale nu sunt constante, iar porii au lungimi diferite, este clar ca cele doua procese, de drenaj si de īmbibare sunt mai complexe. Cu toate acestea, sensul īn care ele se desfasoara este acelasi, dupa cum acelasi este si rezultatul: fragmentarea fazei dezlocuite si formare unor dopuri, cel mai probabil imobile.

Cele doua procese descrise mai sus reprezinta, īn acelasi timp, explicatii convingatoare pentru existenta saturatiilor ireductibile, atāt pentru faza umezitoare cāt si pentru faza neumezitoare (vezi cap. 14.).

O observatie importanta referitoare la cele doua procese descride anterior este aceea ca faza umezitoare se blocheaza īn spatii īnguste, pe cānd faza neumezitoare īn spatii largi. Desi mecanismul blocarii este diferit, trebuie subli-niata analogia cu microcapcanele capilare reprezentate de constrictii pentru faza umezitoare si spatiul dintre constrictii pentru faza neumezitoare.

O alta observatie se refera la omisiunea gravitatiei care joaca un rol important, chiar daca este secundar. Fara a intra īn detalii, mentionam faptul ca procesul de fragmentare a fazei dezlocuite ramāne principala consecinta a dezlocuirii īntr-un dublet de pori.

Mecanismele de formare a dopurilor de faza dezlocuita si de prindere a lor īn microcapcane capilare reprezinta bune exemple pentru formarea saturatiilor ireductibile.

Curgerea eterogena prin retele de pori a reprezentat un subiect atractiv, atāt teoretic cāt si experimental, pe modele. Lucrarile sunt prea numeroase pentru a fi citate aici. O mare parte a lor sunt discutate de autor īn [32].


Aplicatia 1.

m si lungimea de 10 mm īn pozitie orizontala ocupat de un gaz, care se pune īn contact cu un vas cu apa care uda perfect capilarul. Se dau: a 10-3 Pa s si 70 mN/m.


Raspuns.

Ţinānd seama ca apa are o vāscozitate mult mai mare decāt gazele (cu circa doua ordine zecimale de marime), pe masura ce interfata avanseaza, viteza scade datorita cresterii caderii de presiune prin frecare. Pentru aproximatie, se neglijeaza vāscozitatea gazului si se considera ca viteza medie este atinsa cānd interfata a ajuns la jumatatea capilarului. Din egalitatea caderii de presiune prin frecare cu diferenta capilara de presiune, rezulta:

Pentru datele problemei, se obtine: v=20 cm/s.


Aplicatia 2.

Sa se studieze efectul contrastului de vāscozitate, H, si al fractiei din aria transversala ocupata e faza neumezitoare asupra debitului acestei faze la curgerea inelara īntr-un canal cilindric sub un gradient de presiune constant.


Raspuns.

Pentru comoditatea calculului se va calcula raportul Qn/Qn0, adica raportul debitelor de faza umezitoare īn prezenta, respectiv īn absenta inelului de faza umezitoare. Folosind relatia (2.8.7.) ca atare si pentru R1=1 si tinānd cont ca raportul ariilor transversale este egal cu saturatia, deci ste valabila relatia (17.10.), se poate scrie:



Aplicatia numerica este prezentata īn tabela urmatoare.


H/Sn,%


























































































Din analiza datelor este usor de remarcat cresterea importanta a capacitatii de curgere pentru faza neumezitoare la curgerea inelara pentru contraste mari de vāscozitate, mai ale īn apropierea valorii Sn=50%. Spre exemplu, un inel de faza umezitoare cu vāscozitatea de 1mPa s si cu grosimea de sub 30% din raza cilindrului, va face ca debitul de faza neumezitoare cu vāscozitatea de 200 mPa s sa fie de cca 100 ori mai mare decāt daca acest inel ar lipsi.


17.3. Curgerea eterogena la scara macro


Descrierea curgerii eterogene se face prin extinderea legii lui Darcy scrisa initial pentru curgerea omogena. Dupa legea lui Darcy pentru curgerea eterogena unidimensionala, debitul fiecareia din fazele prezente īn roca, Qi este dat de relatia:


(17.13.)


īn care A este aria bruta a rocii, perpendiculara pe directia de curgere, p/L gradientul de presiune care genereaza curgerea, i vāscozitatea dinamica a fazei, iar ki permeabilitatea efectiva a rocii pentru faza i.

Permeabilitatea efectiva are aceeasi dimensiune cu permeabilitatatea ab-soluta. Unitatea de masura este m2, respectiv Darcy (1 D = 10-12 m2).

Din punct de vedere fizic, aceasta proprietate are o conotatie cu mult mai complexa. Ea depinde de foarte multi parametri, īntre care: starea de saturatie (numarul de faze si saturatia īn fiecare faza), sensul de variatie a saturatiei, umidivitatea fazei īn raport cu celelalte faze, histereza de udare, structura spatiului de pori, īn special indicele structural de dificultate, distributia poro-meritica si gradul de interconexiune. Dintre acestia, efectul cel mai mare asupra permeabilitatii efective īl au saturatia si capacitatea de udare a rocii pentru fazele prezente.

Permeabilitatea efectiva variaza īntre valoarea zero, cānd faza respectiva nu curge, ceea ce se īntāmpla la saturatii inferioare saturatiei ireductibile (Si ≤ S'i) si valoarea permeabilitatii absolute cānd saturatia īn faza respectiva atinge valoarea maxima ( Si = 1).

Deoarece limitele de variatia ale permeabilitatii absolute sunt foarte largi (cāteva ordine zecimale de marime), a fost introdus un parametru normalizat, denumit permeabilitatea relativa a rocii pentru faza i. Din comoditate, se spune adesea permeabilitatea relativa pentru faza i. Īn schimb, sintagma "perme-abilitatea fazei i" este cu desavārsire eronata. Prin definitie, permeabilitatea rela-tiva, kri, este data de relatia:


(17.14.)


Din punct de vedere fizic, permeabilitatea relativa kri, reprezinta o masura a rezistentei pe care o opune roca la curgerea fazei i īn prezenta a una sau mai multe faze.

Permeabilitatea relativa depinde de aceiasi parametri ca si permeabilitatea efectiva. Īn schimb, domeniul de variatie se īngusteaza foarte mult: 0 ≤ kri1 sau, altfel scris, 0 ≤ kri100%.

Deducerea unei expresii analitice pentru permeabilitatea relativa, din considerente fizice, este imposibila datorita complexitatii fenomenului curgerii eterogene. Īn aceste conditii, s-a recurs la realizarea unei serii mari de experi-mente pentru a stabili tendintele statistice.

Īn cele ce urmeaza va fi considerat cazul cel mai simplu: curgerea bifazica īn conditiile unui contrast mare de umidivitate a fazelor. Variabila considerata va fi saturatia īn faza respectiva cu sensul de scadere de la Si = 1 la Si = S'i, satu-ratia ireductibila.

Facānd un numar mare de experimente pentru mai multe nisipuri consolidate si neconsolidate, cu permeabilitati absolute cuprinse īntre 17 D si 45 D, Muskat s.a. [73], folosind un gaz si un lichid, adica o faza umezitoare (lichidul) si o faza neumezitoare (gazul) au facuta reprezentarea din figura 17.9.

Tendinta punctelor experimentale este concretizata prin curbele din figura.

Desi rocile folosite au permeabilitati mult mai mari decāt majoritatea rocilor colectoare, s-a constatat ca alurile curbelor se pastreaza si pentru roci cu perme-


Fig. 17.9. Permeabilitati relative pentru nisipuri

cu permeabilitatea absoluta cuprinsa īntre 17 D si 45 D [93].


abilitati absolute mai mici. De aceea, aceste curbe au fost denumite si sunt cunoscute sub denumirea de curbe tipice de permeabilitate relativa pentru doua faze cu contrast mare de umidivitate.

Īn continuare vor fi reprezentate si vor fi analizate cele doua curbe tipice de permeabilitate relativa (fig. 17.10.).

Pentru a explica alurile destul de diferite ale celor doua curbe, trebuie avuta īn vedere complexitatea fenomenului de curgere. Sa mentionam, mai īntāi, faptul ca permeabilitarea efectiva (deci si cea relativa) reprezinta un parametru macroscopic, dar este efectul combinat al tuturor regimurilor de curgere care au loc la scara micro (curgere cu interfata, sub forma de dopuri, inelara, omogena). Ponderea fiecarui regim de curgere se modifica odata cu variatia starii de saturatie.

Īn cele ce urmeaza, vor fi evidentiate componentele cele mai ale procesului de curgere, privite, īn egala masura, la scara macro si la scara micro.

Prima observatie, comuna pentru ambele curbe, este aceea ca permeabilitatea relativa pentru fiecare faza scade pe masura ce saturatia īn faza respectiva scade. Explicatia este simpla: prin scaderea saturatiei īntr-o anumita faza, scade numarul de pori, respectiv fractia din volumul de pori prin care aceasta curge. Īn consecinta, debitul cumulat prin acesti pori scade, ceea ce este echivalent cu scaderea permeabilitatii pentru faza īn discutie.

A doua observatie, tot comuna, extrem de importanta, este ca pe masura ce saturatia īntr-o faza scade, scade si gradul de continuitate al fazei respective. Scaderea gradului de continuitate conduce la amplificarea influentei fortelor de interfata, īn special prin aparitia dopurilor si blocarea lor īn zona constrictiilor (cele de faza umezitoare) sau īn spatiile dintre constrictii (dopurile de faza neumezitoare). Blocarea dopurilor īn zonele de variatie mare a sectiunii este amplificata de efectul Jamin.


Fig, 17.10. Curbe tipice de permeabilitate relativa.


Curba permeabilitatii relative pentru faza umezitoare prezinta un prim domeniu, īn zona saturatiei mari, īn care scaderea este foarte accentuata, supraproportionala, fata de scaderea saturatiei. Fenomenul cel mai important care se produce aici este blocarea constrictiilor cu dopuri de faza neumezitiore. Ilustrarea fenomenului este prezentata īn figura 17.11.

Fig. 17.11. Blocarea dopurilor de faza neumezitoare.


Din punctul de vedere al volumului (deci al saturatiei), dopurile de faza neumezitoare reprezinta foarte putin. Īn momentul īn care un astfel de dop ajunge īntr-o constrictie el introduce o diferenta capilara de presiune, cu atāt mai mare cu cāt curbura partii din fata (din constrictie) este mai mare, adica, cu cāt raza constrictiei este mai mica (v. rel. 13.11., cap. 13.):


(13.11.)


Daca diferenta de presiune disponibila (care face posibila curgerea) nu este suficienta, dopul respectiv nu trece prin constrictie, blocāndu-se si, īn acelasi timp, blocānd curgerea fazei umezitoare prin spatiul respectiv. Aceasta blocare este, de cele mai multe ori, partiala, datorita neregularitatii conturului constrictiei (Īn desenul din figura este prezentat un capilar cu geometrie regulata. Īn realitate, formele, deci si conturul constrictiei, sunt neregulate). Chiar si asa, capacitatea de curgere a spatiului periferic ramas liber este extrem de scazuta datorita dimensiunii foarte mici. Daca, īnsa, presiunea disponibila este suficient de mare, dopul scapa din constrictie si se deplaseaza mai departe. Probabilitatea de a se uni cu un alt dop si de a īntālni o constrictie īnca mai mica este suficient de mare pentru ca deplasarea lui sa īnceteze la un moment dat. Īn acelasi timp, blocare dopurilor la intrarea īn constrictii este favorizata de existenta porilor conectati īn paralel cu constrictia. Daca prin porii conectati īn paralel cu constrictia īn cauza are loc o curgere omogena, ceea ce este foarte probabil la saturatii mari, apropiate de unitate, caderile de presiune sunt mici, mai mici decāt diferenta de presiune care ar pune īn miscare dopul.

Cumularea efectului de blocare īntr-un numar mare de constrictii conduce la suprimarea curgerii printr-un numar mare de pori, efectul fiind scaderea drastica a permeabilitatii pentru faza umezitoare.

Pentru a īntelege mai bine efectul de blocare a constrictiilor cu dopuri de faza neumezitoare, sa ne imaginam situatia īn care roca este saturata complet cu titei la o presiune superioara presiunii de saturatie. La īnceput, cānd se initiaza procesul de nucleatie, apar microbule de gaz care, pe masura ce presiunea scade, capata un volum din ce īn ce mai mare prin transferul de masa prin interfata lichid-gaz, prin coalescenta mai multor microbule si prin destindere elastica. Bulele respective vor fi antrenate de titei pāna cānd ajung īn zona constrictiilor unde este foarte probabil sa se blocheze. Pe masura ce presiunea scade, numarul de bule de gaz creste, ca si volumul lor. Efectul de blocare se amplifica si permeabilitatea pentru titei scade drastic.

Revenind la explicatiile de ordin general, sa subliniem ca pe masura ce saturatia īn faza neumezitoare creste, dopurile devin din ce īn ce mai lungi, creste gradul de continuitate a fazei neumezitoare, iar rezistenta capilara pe care o genereaza este din ce īn ce mai mica. (Sa mentionam faptul ca efectul de blocare a unui dop scurt este comparabil cu cel al unui dop lung. Acesta din urma, de forma unui ganglion, traverseaza mai multe constrictii, fara ca acestea sa influenteze curgerea, decāt īn masura īn care constrictiile influenteaza curgerea omogena, influenta cuantificata prin permeabilitatea absoluta). Īn felul acesta, panta curbei devine din ce īn ce mai mica, scaderea permeabilitatii pentru faza umezitoare fiind datorata, īn special, scaderii saturatiei īn faza umezitoare. Prin urmare, ceea ce trebuie evidentiat la curba permeabilitatii relative pentru faza umezitoare este modul cum ea cuantifica masura īn care faza neumezitoare stānjeneste curgerea fazei umezitoare. Cu alte cuvinte, prezenta crescānda a fazei neumezitoare, care are tendinta de a se plasa īn zona centrala a porilor, face ca faza umezitoare sa curga cu mare dificultate, chiar daca ea ocupa cea mai mare parte a porilor.

Revenind la exemplul de mai sus, cel al iesirii gazelor din solutie, trebuie mentionat ca la valori foarte mici ale saturatiei īn gaze, cānd acestea au dimen-siuni foarte mici si sunt antrenate de titei, scaderea debitului fazei umezitoare este proportionala cu scaderea saturatiei, ceea ce face, ca pe un domeniu mic se saturatii, scaderea permeabilitatii relative pentru faza umezitoare sa urmeze diagonala patratului īn care sunt īncadrate curbele de permeabilitate relativa. Observatia nu este valabila pentru alte perechi de fluide. Particularitatea mentionata mai sus se refera strict la un lichid si la gazele iesite din solutie si, de aceea, nu este consemnat pe curba tipica a lui kru.


Curba permeabilitatii relative pentru faza neumezitoare (fig. 17.10.) prezinta, īn zona saturatiei mari, un umar, adica o scadere minora īn comparatie cu scaderea saturatiei. Acest domeniu corespunde saturatiei mici īn faza umezitoare, sub saturatia ireductibila. La saturatii mici, faza umezitoare este dispusa pendular (fig. 17.12.), ocupānd partile periferice ale porilor, micro- rugozitatile, porii fund de sac, adica acele parti din spatiul poros cu contributie nesemnificativa la procesul de curgere, chiar atunci cānd curgerea este omogena. Debitul de curgere a fazei neumezitoare īntr-un por īn care se gaseste o fractie mica de faza umezitoare dispusa pendular va fi imperceptibil mai mic decāt debitul aceleiasi faze īn absenta fazei umezitoare. Altfel spus, permeabilitarea efectiva pentru faza neumezitoare va fi apropiata de permeabilitatea absoluta.

Fig. 17.12. Dispunerea fazai umezitoare la saturatii mici.


Chiar īnainte de atingerea saturatiei ireductibile īn faza umezitoare, permeabilitarea pentru aceasta faza īncepe sa scada perceptibil, semn al stānjenirii curgerii al fazei neumezitoare. Īn acest domeniu de saturatii, se produce coalescenta elementelor de volum dispuse pendular si se formeaza dopuri de faza umezitoare. Odata cu formarea dopurilor, īncepe procesul de blocare a constrictiilor cu aceste dopuri. Obturarea acestora este totala, caile

respective fiind oprite pentru curgerea fazei neumezitoare (fig. 17.13.).

Odata amorsat procesul de formare a dopurilor de faza umezitoare acesta se amplifica datorita faptului ca faza umezitoare se regaseste pretutindeni īn roca, iar cresterea de saturatie nu trebuie sa fie prea mare pentru ataritia unui dop, o parte importanta a volumului lui provenind din microrugozitatile vecine constrictiei.

Fig. 17.13. Blocarea constrictiilor cu faza umezitoare.


Acest fenomen se regaseste pe curba permeabilitatii relative pentru faza neumezitoare printr-o scadere dramatica a acesteia, īncepānd din zona saturatiei ireductibile īn faza umezitoare. Chiar daca dopurile de faza umezitoare se afla īn miscare, stānjenirea curgerii fazei neumezitoare este importanta.

Īn continuare, pe masura ce saturatia īn faza umezitoare creste, aceasta capata continuitate, rezistenta capilara introdusa de ea se micsoreaza, iar panta curbei pentru faza neumezitoare scade. Pe acest domeniu, influenta cea mai mare o are scaderea saturatiei, efectul dopurilor diminuānd treptat.

Pentru a īntelege mai bine modul īn care variaza permeabilitatea rocii pentru faza neumezitoare, sa consideram cazul unei roci saturate cu un sistem de gaze cu condensat la o presiune superioara presiunii de saturatie. Īn acest domeniu de presiune curgerea este omogena. Prin scaderea presiunii sub cea de saturatie, se va condensa un lichid (faza umezitoare). Acest lichid va fi, mai īntāi, sub forma unor picaturi fine (ca pe un geam aburit) care vor capata o anumita continuitate pe suprafata rocii dar, datorita ariei mari a interfetei (deci a unei energii de suprafata mari), va capata tendinta de aglomerare sub forma unor mici volume plasate īn microrugozitati si īn zona contactului dintre granule (dispunere pendulara). Este usor de intuit ca efectul acestui lichid asupra curgerii gazelor este nesemnificativ. Prin scaderea presiunii, cantitatea de lichid va creste, depasind volumul rugozitatilor, astfel ca vor aparea dopuri care vor avea efectul descris mai sus.




Mentiune importanta: curbele tipice de permeabilitate prezentate mai sus, la modul general si pentru doua cazuri ipotetice, reprezinta o modalitate de a surprinde particularitatile celor doua curbe si nu un instrument de lucru. Cele doua curbe nu se vor gasi ca atare īn urma unor experimente de laborator realizate cu un scop practic bine definit.

De cele mai multe ori, din ratiuni practice, curbele de permeabilitate relativa se reprezinta doar īntre saturatiile ireductibile. Cu exceptia exemplelor mentionate mai sus (īnceputul iesirii gazelor din solutie si condensarea retrograda), saturatiile rocii colectoare īn fluidele de zacamānt de afla īn acest domeniu (īntre saturatiile ireductibile īn cele doua faze). Determinari la saturatii īn titei sub valoarea saturatiei ireductibile n-au sens, cu exceptia cazului dezlocuirii cu caracter miscibil si, de cele mai multe ori, nici atunci.

Fata de curbele tipice de permeabilitate relativa, curbele reale prezinta distorsiuni mai mari sau mai mici, īn functie de particularitatile sistemului format

din roca si cele doua fluide si, īntr-o anumita masuri, de conditiile de lucru, mai precis de gradientii de presiune aplicati, fara a-si pierde aspectul. Cele doua curbe se reprezinta pe acelasi grafic, ca īn figura 17.14.


Fig. 17.14. Curbe reale de permeabilitate relativa.


Influenta capacitatii de udare si a histerezei de udare asupra curbelor de permeabilitate relativa. Īn discutia anterioara privitoare la curbele de permeabilitate relativa s-a avut īn vedere un contrast mare de umidivitate īntre faze si a fost omisa histereza de udare, prezenta cānd fluidele sunt īn miscare. Fluidele de zacamānt prezinta caracteristici de udare foarte diverse. De aceea se impune studiul acestei influente.

Īn alta ordine de idei, histereza de udare se manifesta, asa cum a fost aratat īn capitolul 13, printr-o aparenta modificare locala a capacitatii de udare. Unghiul de contact masurat īn faza care a udat mult timp suprafata solida devine mai mic decāt unghiul de contact masurat īn faza dezlocuitoare nou aparuta īn locul fazei prezenta initial. Acest fapt este evident cānd faza dezlocuita este umezitoare, dar poate avea loc chiar si atunci cānd faza dezlocuita este faza neumezitoare.  

Fie ca este vorba de capacitati de udare intrinsec diferite, fie ca este vorba de histereza de udare, problema poate fi tratata īn acelasi mod, mai precis, trebuie dat raspunsul la urmatoarea īntrebare: cum de modifica alura curbelor de permeabilitate relativa īn functie de contrastul de umidivitate. Raspunsul a fost dat de colectivul Laboratorului de Fizica Zacamintelor, G. Manolescu si E. Soare īnca din anul 1962 [94], confirmat de alte cercetari īn domeniu, cum este cea a lui McDugall si Sorbie īn anul 1995 [114]: īntre formele extreme ale curbelor specifice unui contrast maxim de umidivitate exista o gama larga de perechi de curbe pentru contraste de udare diferite.

Daca, printr-un procedeu oarecare s-ar schimba gradat capacitatea de udare a celor doua fluide, astfel īncāt faza initial umezitoare s-ar transforma īn faza neumezitoare si, evident, invers pentru cealalta faza, curbele si-ar schimba treptat alura, de la o extrema la alta, cum este aratat īn figura 17.15. [94]. Un

astfel de experiment, pentru un domeniu limitat de schimbare a capacitatii de udare a fost realizat de Li si Firozabadi [115].


Fig. 17.15. Unitatea naturii curbelor de permeabilitate relativa.


Asadar, histereza de udare fiind echivalenta cu o umidibilitate scazuta pentru faza dezlocuitoare si cu una crescuta pentru faza dezlocuita, curbele de permeabilitate relativa vor fi deplasate īn sensul acestei schimbari. Histereza de udare se manifesta atāt la scaderea saturatiei īntr-o anumita faza, cāt si la modificarea sensului de variatie, adica la cresterea saturatiei īn faza respectiva.

Doua exemple de curbe de permeabilitate relativa determinate pentru scopuri practice sunt prezentate īn figura 17.16.: una pentru cazul udarii preferentiale de catre apa, cealalta pentru cazul contrar.

Dupa cum este lesne de observat, punctele experimentale se gasesc īntr-un domeniu limitat de saturatii, acela care intereseaza īn calculele de evaluare de


Fig. 17.16 Curbe de permeabilitate relativa pentru o roca

udata preferential de apa si alta udata preferential de titei.


simulare si de proiectare a exploatarii zacamāntului iar curbele pentru krt sunt extrapolate pe domeniul saturatiilor mari.

La schimbarea sensului de variatie a saturatiei, se manifesta si asa-zisa histereza de dezlocuire. Īn figura 17.17. sunt prezentate doua curbe pentru doua sensuri de variatie a saturatiei. Curbele sunt, evident, afectate si de histereza de udare a carei influenta nu se poate separa de cea a histerezei de dezlocuire.


Fig. 17.17. Influenta combinata a histerezei de udare si a celei

de dezlocuire asupra curbelor de permeabilitate relativa.


Se poate lesne observa ca la aceeasi saturatie Su, permeabilitatea kru este mai mare sau chiar mult mai mare īn domeniul saturatiei mari atunci cānd saturatia creste decāt atunci cānd saturatia scade. Cu alte cuvinte, istoria procesului are o īnsemnatate cu totul deosebita.

Dintre mecanismele care determina aceasta diferenta īl vom invoca pe cel mai important: gradul diferit de continuitate a fazei umezitoare pentru cele doua sensuri de variatie.

La scaderea saturatiei Su, faza umezitoare īsi pierde treptat si destul de rapid continuitatea, ceea ce este echivalent cu īnmultirea interfetelor. Aceasta produce, fie o crestere a rezistentei la curgere datorita efectului fortelor de interfata, fie o blocare īn microcapcane capilare. Asa cum s-a aratat mai sus, faza neumezitoare este, la īnceput, discontinua, stānjenind īn mod serios curgerea fazei umezitoare, ceea ce face ca permeabilitatea relativa pentru faza umezitoare sa aiba valori mici.

La cresterea saturatiei īn faza umezitoare, īncepānd de la saturatia ireductibila, se produce coalescenta cu faza umezitoare existenta deja īn microcapcanele capilare, crescīnd destul de rapid gradul de continuitate al acesteia. Sund doua efecte immediate: punerea treptata īn miscare a fazei umezitoare initial imobile si un numar redus de interfete, deci un efect scazut al rezistentelor capilare. Rezultatul este un debit sporit de faza umezitoare, adica o permeabilitate relativa superioara.



17.4. Determinarea experimentala a permeabilitatior relative


Īntre cele mai dificile, daca nu cea mai dificia problema practica din ingineria zacamintelor de hidrocarburi este ridicarea experimentala a curbelor de permeabilitate absoluta. Sunt mai multe explicatii pentruaceasta, īntre care:

- determinarea nedistructiva a starii de saturatie pe tot parcursul experimentului. Sunt mai multe posibilitati, masuratori de rezistivitate, bilant de volume, tomografia computerizata cu raze X s.a. Fiecare are limitari. De departe, cea mai exacta este ultima, cu marele avantaj de a obtine o distributie spatiala a saturatiilor, pe īntregul volum al probei, dar este fosrte costisitoare.

- dificultatea, daca nu imposibilitatea de a varia starea de saturatie dupa dorinta, mai ales īn ceea ce priveste uniformitatea distributiei spatiale de-a lungul probei. Caderea de presiune masurata la capetele probei se refera la mai multe stari de saturatie īn cuprinsul probei si, implicit, la regimuri de curgere diferite (mai exact la pondere diferita a regimurilor de curgere la scara micro). Montarea mai multor prize de presiune de-a lungul probei rezolva partial problema. Singura situatie favorabila este atunci cānd se foloseste titei cu gaze īn solutie la presiuni mari si se scade īn mod controlat presiunea, urmata de iesirea gazelor din solutie aproape uniform de-a lungul probei.

- reproductibilitatea foarte redusa a experimentelor, chiar cānd sunt conduse īn acelasi mod. Efectele de capat, adica influenta disproportionata a fortelor de interfata la capetele probei fata de restul ei, este o sursa importanta a nereproductibilitatii.

- dificultatea realizarii unor debite foarte mici, de ordinul a sub 1 cm3/ora, care sa asigure viteze de curgere asemanatoare cu cele din zacamānt si nu cu cele din apropierea sondei. Artificiile experimentale sunt dificile si costisitoare, mai ales prin timpul mare de realizare a experimentelor. Folosirea curenta a unor viteze mari de curgere distorsioneaza rezultatele, īn sensul ca se obtin curbe diferite prin modificarea vitezei de curgere, inclusiv valori diferite pentru saturatiile ireductibile, uneori cu peste 10%.

- existenta unui numar mare de metode si variante face relativ dificila optiunea pentru una sau alta din metode, pentru a modela cāt mai bine conditiile din zacamānt. Īn plus, laboratoarele nu dispun, īn general de mai multe tipuri de aparate pentru a putea opta. Relativ recent (1994) McPhee si Arthur [128] au facut un studiu comparativ al rezultatelor obtinute de cinci dintre cele mai prestigioae laboratoare si au constatat difernte semnificative, inacceptabil de mari pentru nevoile practice. Dintre recomandarile studiului retinem: aducerea probei de roca la conditiile de umidibilitate initiala este esentiala si permite lucrul la presiuni si temperatura ambianta fara distorsionarea rezultatelor; alegerea celei mai potrivite metode pentru determinarea saturatiei initiale īn apa, adica a dezlocuirii dinamice; alegerea vitezei de curgere īn concordanta cu scopul urmarit. Spre exemplu, pentru determinarea saturatiei initiale īn titei se recomanda cele mai mici viteze, de ordinul zecilor de microni pe secunda; alegerea celei mai potrivite metode de prelucrare si de interpretare a rezultatelor, īn concordanta cu metoda folosita si cu conditiile de lucru.

Dintre metodele folosite de-a lungul timpului pentru determinarea permeabilitatilor relative, trei au capatat o extindere larga:

1. Metoda nestationara consta īn injectarea apei sau gazelor īntr-o carota aflata la starea initiala de saturatie din zacamānt si monitorizarea caderii de presiune īi a debitelor produse. Metoda se bazeaza pe teoria lui Buckley-Leverett de dezlouire nemiscibila [130] si metoda Johnson-Bassler-Neumann [129] pentru calculul permeabilitatilor relative din datele experimentale.

Avantajul metodei consta īn simplitatea (relativa) aparaturii si rapiditatea (relativa) determinarilor. Dezavantajele sunt legate de neliniaritatea miscarii datorita apofizelor care se formeaza sau a segregarii gravitationale, de formarea unui banc de titei daca raportul vāscozitatilor este favorabil (vāscozitate mare a fazei dezlocuitoare) care īmpiedica interpretarea rezultatelor si de crearea unei saturatii mari īn faza umezitoare la capatul de iesire al probei īntārziind curgerea acestei faze.

2. Metoda stationara este cea mai precisa. Aceasta consta īn injectarea celor doua sau trei faze de interes la debite controlate pāna la obtinerea regimului stationar (pastrarea constanta a caderii de presiune si a starii de saturatie). Dezavantajul principal consta īn timpul mare de desfasurare a experimentului (multe zeci de ore pentru o combinatie de debite). Aceasta metoda poate fi combinata si cu metoda nestationara pentru datele de presiune de pāna la atingerea regimului stationar.

3. Metoda centrifugarii seamana īntr-o anumita masura cu metoda de ridicare a curbelor de presiune capilara descrisa īn cap. 15. Echilibrarea centrifugii trebuie sa fie perfecta, iar viteza īi volumele dezlocuite masurate cu mare precizie. Avantajul metodei este rapiditate, masurarea simultana pentru mai multe probe (pāna la sase). Dezavantajul major este acela ca de poate ridica curba de permeabilitate relativa numai pentru faza dezlocuita. Pentru cealalta faza trebuie schimat sensul dezlocuirii.


Aplicatia 3.

Sa se determine starea de saturatie la care permeabilitatile relative pentru titei si gaze sunt egale, folosind coreltia lui Corey [126] cunoscānd saturatiile ireductibile: St' = 0,25, Sg'=0,25 si permebilitatile reltive la punctele finle (permebilitatile corespunzatore saturatiilor ireductibele ale fazelor pereche) k'rt=0,13 si k'rg=1.


Raspuns.

Corelatia lui Corey este data prin relatiile:



īn care S este saturatia normalizata si este data de relatia:


.


Īn cazul de fata, este clar ca faza umezitoare este titeiul.

Din eglitatea celor doua permeabilitati rezulta o ecuatie de gradul patru īn S,


care are radacina S =0,7702.

Din expresi saturatiei normalizate rezulta: S = 0,635. Mai departe, St = 63,5%.


Aplicatia 4.

Sa se verifice rezultatul aplicatiei anterioare prin reprezentarea grafica a curbelor de permeabilitate relativa folosind aceeasi corelare.


Raspuns.

Dānd diferite valori pentru saturtii, se obtin curbele din figura [118].

Fig. 17.18. Curbe de permeabilitate relativa

pentru un nisip consolidat.


Se observa pe curba krt ca abscisa este atinsa la St =0,45. Īn realitate, saturatia ireductibila St'=0,25, ceea ce īnemneaza ca valorile sunt prea mici si nu se pot reprezenta īn coordonate carteziene. De aceea se procedeaza, deseori la o reprezentare semiogaritmica.


Īntrebari si probleme


  1. Ce este curgerea eterogena?
  2. Care este dierenta īntre sintagma "prin mediul poros curge o singura faza" si "curgerea este omogena"?
  3. Care sunt regimurile de curgere eterogena la scara micro?
  4. De ce uneori fortele de interfata stānjenesc curgerea iar alteori o favorizeaza?
  5. Cum depinde viteza de curgere īn functie de raza capilarului la īmbibarea libera? Dar la drenaj?
  6. Sa se calculeze viteza medie de avansare a gazelor īntr-un capilar ocupat de apa sub o diferenta de presiune de 104 Pa cu datele din aplicatia 1.
  7. Cum se manifesta prezenta unei succesiuni de dopuri asupra curgerii?
  8. Exista diferente īntre curgerea dopurilor de faza umezitoare si de faza neumezitore?

Care dintre regimurile de curgere eterogena la scara micro este mai stabil, respectiv mai putin stabil si de ce?

Care este efectul dezlocuirii fazei umezitoare dintr-un dublet de pori? Dar al fazei neumezitoare?

  1. De ce dopul format īntr-un por conectat īn paralel cu un altul ramāne prizonier? Cānd poate fi pus īn miscare?

Sa se caculeze lungimea dopului de faza neumezitoare care se formeaza īntr-un dublet de pori cu razele de 10 μm, respectiv 100 μm si lungimea de 1 mm, daca tensiunea interfaciala de 40 mN/m, vāscozitatile sunt egale, iar udarea este perfecta, presiunea motoare fiind de 5000 sau 10000 Pa.

Este posibila dezlocuirea completa īntr-o configuratie de pori N ?

Cum poate evolua un ganglion de gaze dintr-o retea de pori īn absenta unei presiuni motoare?

  1. Care este semnificatia conceptului de permeabilitate efectiva, respectiv relativa?

Care sunt limitele de variatie si unitatile de masura pentru permeabilitatea efectiva si cea relativa?

Care sunt principalii parametri care guverneaza curgerea eterogena printr-o roca si, implicit, curbele de permeabilitate relativa?

Este posibil ca permeabilitatea relativa sa varieze īn sens contrar fata de saturatie?

De ce curbele de permeabilitate relativa pentru faza umezitoare si cea neumezitoare se deosebesc esential īn domeniul saturatiilor mari īn fazele respective si sunt destul de asemanatoare la saturatii medii si mici?

Care este cauza esentiala a pantei mari de scadere a permeabilitatilor relative pe anumite domenii de saturatie?

Cum se deformeaza curbele de permeabilitate relativa la scaderea contrastului de umidivitate si cum se explica aceasta deformare?

De ce permeabilitatea relativa pentru faza umezitoare, la aceeasi saturatie, are o valoare mai mare daca saturatia a ajuns la valoarea respectiva prin crestere decāt atunci cīnd a ajuns prin scadere?

De ce curbele de permeabilitate relativa nu se traseaza īn mod curent decāt pentru un domeniu limitat de sturatii?

Sa se traseze curba permeabilitatii relative pentru titei din aplicatia 4 īn coordonte semilogaritmice.




















Teste de verificare a cunostintelor



1. Zacam ntul de hidrocarburi cuprinde:

a. roci colectoare;

b. roci colectoare si protectoare;

c. roci colectoare si acvifer;

d. roci colectoare, protectoare, hidrocarburi si apa.


ntre rocile colectoare, cele mai frecvente sunt:

a. rocile detritice;

b. rocile carbonatice.


n rocile colectoare predomina:

a.       mineralele carbonatice;

b.       silicea;

c.   mineralele argiloase;

d.   nu este o regula.


4. Rocile protectoare trebuie sa aiba:

c.        permeabilitate efectiva pentru hidrocarburi nula.


5. Pentru o acumulare de hidrocarburi este importanta:

6. Inerția chimica cea mai mare o au:

7. Silicea se dizolva n apa:

a. da;

b. nu.


8. Cuartul este dizolvat de:

a.   acidul fluorhidric;

b.   hidroxidul de sodiu;

c.   acidul carbonic.


9. Silicea se gaseste n rocile colectoare mai ales sub forma de:

a.   cuart primar;

b.   cuart secundar;

c. opal si calcedonie.


10. Dintre mineralele carbonatice cel mai frecvent este:

a. calcitul;

b. magnezitul;

c. dolomitul.





11. Fierul se gaseste n rocile carbonatice sub forma de:

a.   carbonat de fier;

b. solutie solida

c. nu se gaseste.


12. Mineralele carbonatice se gasesc īn rocile colectoare sub forma de:

a. granule

b. ciment

c. material de precipitatie.


13. Rocile carbonatice sunt:

a. roci colectoare

b. roci protectoare

c. ambele.


14. Reactiile de culoare sunt utile pentru:

a. identificarea mineralelor carbonatice;

b. reactia cu mineralele carbonatice;

c. dozarea mineralelor carbonatice.


ntr-o operație de acidizare se sconteaza pe dizolvarea:

17. Efectul de blocare si efectul de acidizare sunt:

18. Dintre proprietațile rocilor carbonatice, cea mai importanta este:

19. Mineralele argiloase se caracterizeaza prin:

a. inertie chimica ridicata;

b. rezistenta mecanica ridicata;

c. o solubilitate ridicata n apa.


20. Particulele de minerale argiloase din rocile colectoare sunt sub forma

a.   lamelara;

b.   aciculara;

c.   granulara.


21. Capacitatea de hidratare si cea de umflare a mineralelor argiloase sunt:

23. Capacitatea de umflare a caolinitului, illitului si montmorillonitului se afla īn ordine:

24. Capacitatea de schimb ionic este cea mai mare la:

a. montmorillonit;

b. illit;

c. caolinit;

d. clorit.


25. Schimbul ionic conduce la:

a. transformarea mineralului;

b. alterarea mineralului;

c. echilibrarea ncarcarii electrice a mineralului.


26. Prezenta mineralelor dizolvate n apa

a.   favorizeaza umflarea;

b.   inhiba umflarea;

c.   favorizeaza dispersia;

d.   inhiba dispersia.


27. Umflarea minerlelor argiloase se produce:

a.   l nga sonda;

b.   n tot zacam ntul;

c.   nu este o regula.


28. Dispersia mineralelor argiloase este efectul:

a. hidratarii;

b. umflarii;

c. schimbului ionic.


29. Rocile colectoare contin minerale argiloase n proportie de:

a. < 5%;

b. < 10%;

c. < 15%.


30. Prezenta mineralelor argiloase n rocile colectoare are efecte:

a. predominant pozitive;

b. predominant negative;

c. numai pozitiv;

d.   numai negative.


31. Compoziția granulometrica se caracterizeaza prin:

32. Compoziția granulometrica si analiza granulometrica au semnificație:

tia granulometrica arata:

a. domeniul de existenta a dimensiunii granulelor;

b. uniformitatea distributiei granulometrice;

c. natura mineralogica a granulelor.


34. Metoda cernerii si a sedimentarii sunt:

a. complementare;

b. incompatibile;

c. principial asemanatoare.


35. Porozitatea absoluta, porozitatea efectiva cea dinamica sunt īn ordine:

36. Pentru o roca colectoare de hidrocarburi prezinta importanța maxima:

a si cea fisurala:

a.   se exclud;

b.   coexista.


39. Valoarea porozitatii depinde de:

a.   dimensiunea granulelor;

b.   asezarea granulelor;

c.   uniformitatea distributiei granulometrice.


40. Efectul de scadere a porozitatii cu ad ncimea este:

a.   unul moderat;

b.   unul accentuat;

c.   niciunul.


41. Mineralele argiloase influenteaza porozitatea unei roci colectoare:

a. n mod pozitiv;

b. n mod negatic;

c. depinde de tipul de roca.


42. Suprafața specifica cea mai mare o au:

arime al suprafetei specifice a rocilor colectoare este:

a.   zeci de m2 m3;

b.   sute de m2 m3;

c. zeci de mii de m2 m3.


44. Gradul de cimentare al unui nisip duce la:

a.   crestera suprafetei specifice;

b.   scaderea suprafetei specifice;

c. depine de natura cimentului.


45. Dimensiunea granulelor rocii fictive are influența asupra:

a. doua ramificații succesive;

b. doua modificari importante de secțiune;

c. a sau b.


47. Distribuția porilor pe dimensiuni se determina prin:

48. Indicele structural de dificultate se refera:

tia granulometrica si cea poromeritica exista:

a.   similitudine;

b.   asemanare;

c. se refera la acelasi lucru.


50. Neuniformitatea poromeritica se refera la:

a. forma porilor;

b. dimensiunea porilor;

c. ambele.


ntre porozitatea si distributia poromeritica exista:

a. asemanare;

b. identitate;

c. diferenta de principiu.


52. Dimensiunile porilor si cele ale granulelor rocii fictive:

a. sunt īn legatura directa;

b. sunt independente.


53. Compresibilitatea mai mare o are volumul:

54. Microgradientul de presiune depinde de:

c.        forma si dimensiunea porilor vecini.


55. Influența cea mai mare asupra permeabilitații absolute o are:

57. Permeabilitatea matriciala este, fața de cea fisurala:

58. Permeabilitatea absoluta a unei roci depinde de:

b.        īn pori exista o singura faza;

c. īn pori exista doua daze, iar una curge.


62. Permeabilitatea absoluta a rocilor fisurate depinde cel mai mult de:

naltimea de ascensiune capilara depinde numai de:

65. De-a lungul unui por diferenta capilara de presiune este:

a. constanta;

b. variabila;

c. nu este o regula.


66. Constanta capilara este de dimensiunea:

a. unei arii;

b. unei presiuni;


67. Faza de interfata apare ntre fluidele:

a. miscibile;

b. partial miscibile;

c. nemiscibile.


68. Marirea ariei interfetei fluid-fluid necesita:

a. aplicarea unei forte concentrate;

b. aplicarea unei forte distribuite;

c. consumul de cnergie.


69. Presiunea a doua fluide separate de interfata este:

a. egala daca interfata este plana;

b. diferita daca interfata este curba;

c. egala daca interfata este curba.


70. Tensiunea interfaciala depinde de temperatura:

a. deloc;

b. putin.


71. Tensiunea superficiala a unui lichid n zona critica este:

a. mare;

b. mica;

c. foarte mica.


72. Prin coalescenta a doua picturi de lichids

a. se consuma energie;

b. se elibereaza energie;

c. se mentine energia de suprafata.


73. Tensiunea interfaciala este mica daca:

a.   fluidele sunt asemanatoare;

b.   fluidele sunt foarte diferite.


74. Tensidele au un efect de:

a. micsorare a tensiunii interfaciale;

b. marire a tensiunii interfaciale;

c. depinde de natura fluidelor.


75. Efectul NaOH asupra tensiunii interfaciale depinde de indicele de aciditate:

a. da;

b. nu;

c. uneori da, alteori nu.


76. Unitatea de masura pentru tensiunea interfaciala este:

a.   Pa s;

b.   N/m;

c.   J m2


77. Diferenta capilara de presiune este mai mare daca curbura interfetei este:

a


79. Unghiul de contact se refera la un sistem:

80. Unghiul de contact masurat īn faza umezitoare este:


82. Histereza de udare depinde numai des

tiile amplifica histereza de udares

a.   mereu;

b.   uneori;

c.   niciodata.


84. Starea de saturatie are semnificatia:

a. multimea coeficientilor de saturatie;

b. distributia fazelor īn pori;

c.   ambele.


85. Scaderea saturatiei n titei din zacam nt este compensata de cresterea :

a. saturatiei n gaze;

b. saturatiei n apa;

c. saturatiei n gaze sau n apa;

d. saturatiei n gaze si sau n apa.


86. Saturatia ireductibila pentru faza umezitoare este, din punct de vedere statistic, fata de cea n faza neumezitoare:

a. mai mare;

b. mai mica;

c. nu este nici o legatura.


87. Saturatia ireductibila reprezinta o constanta n raport cu:

a. tipul de roca;

b.   natura fluidelor;

c.   ambele.


88. Microcapcanele capilare se refera la :

a.   faza umezitoare;

b. faza neumezitoare;

c. ambele.


89. Faza umezitoare este stabila

a. n constrictii;

b. ntre constrictii;

c. n porii fini;

d. n porii grosieri.


90. Dezlocuirea fazei neumezitoare dintr-un dublet de pori creaza dop n:

a. porul mai fin;

b. porul mai grosier;

c. ambele.


Īmbibarea libera a unui dublet de pori duce la formarea unui dop īns

a. porul mai fin;

b. porul mai grosier;

c. niciunul.


92. Distributia pendulara este specifica:

a. apei;

b. titeiului;

c.   fazei umezitoare;

d.   fazei neumezitoare.


93. Saturatia ireductibila n apa a unei roci depinde de:

a. indicele de udare;

b. prezenta mineralelor argiloase;

c. distributia porilor pe dimensiuni;

d. indicele structural de dificultate.


94. Extinderea zonelor de tranzitie n zacamintele neexploatate depinde de:

a.   distributia poromeritica;

b.   tensiunea interfaciala;

c. capacitatea de udare;

d. diferenta de densitate dintre fluide.


95. Exista zone de tranzitie apa titei:

a. totdeauna;

b.   daca apa este faza umezitoare;


96. Apa coexista cu hidrocarburile:

a.   numai n zona de tranzitie;

b.   n tot zacam ntul;

c.   numai daca apa este faza umezitoare.


97. Saturatia remanenta n titei este fata de saturatia ireductibila

a. mai mare

b. mai mica

c. nu exista o relatie


98. Curba de presiune capilara se traseaza

a. pentru tot domeniul de saturatii;

b. ntr-un domeniu limitat de saturatii;

c.   depinde de sensul de variatie a saturatiei.


99. Contrastul mare de umidivitate a fazelor genereaza diferente capilare de presiune

a. mari;

b. mici;

c. nu depinde de umidivitate.


100. Aria de sub curba de presiune capilara este de natura:

a. unei energii

b. unei saturatii

c. unei presiuni


101. Efectul contrastului de umidivitate si cel al dimenssiunii porilor asupra curbelor de presiune capilara este:

a.   asemanator;

b.   contrar;

c.   depinde de tensiunea interfaciala


102. Indicele de udare (U) si unghiul de contact ( ) sunt:

a. proportionale

b. interdependente

c. independente


103. Capacitatea de udare a rocilor depinde de:

a. natura mineralogica a rocii;

b. natura fluidelor;

c. ambele.


104. Silicea este udata preferential cu precadere de:

a. apa

b. titei;

c.   gaze.


105. Mineralele carbonatice sunt udate preferential cu precadere de:

a.   apa

b.   titei;

c.   gaze.


106. Mineralele argiloase sunt udate preferential cu precadere de:

a.   apa

b.   titei;

c.   gaze.


107. Heterohidrocarburile cresc umidibilitatea rocii pentru:

a. apa

b. titei;

c. gaze.


108. Metoda lui Cuiec i metoda USBM pentru determinarea umidibilitatii rocilor sunt:

a.   asemanatoare;

b.   principial diferite.


109. Legea lui Darcy descrie curgerea eterogena

tia ca o faza fluida sa fie imobila n porii unei roci este:

a. saturatia sa fie mica;

b. faza sa fie continua;

c. faza sa fie discontinua.


Pentru ca o interfata sa avanseze ntr-un por, presiunea motoare trebuie sa fie fata de diferenta capilara de presiune:

a. mai mare;

b. egala;

c. nu este o regula.


113. Curgerea unui dop printr-un por opune rezistenta la curgere:

a. numai daca faza este umezitoare;

b. numai daca faza este neumezitoare;

c. totdeauna;

d. niciodata.


114. Un por opune rezistenta la patrunderea unei interfete:

a. numai daca faza este umezitoare;

b. numai daca faza este neumezitoare;

c. totdeauna.


115. Permeabilitatea efectiva se refera la curgerea:

117. Permeabilitatea efectiva este, fata de permeabilitatea absoluta:

118. Permeabilitatea relativa depinde de saturatie si de capacitatea de udare īntr-o masura:

119. Prezinta un umar curba de permeabilitate relativa pentru faza:

120. Suma permeabilitatilor la o stare de saturatie este:

a.   egala cu unitatea;

b.   mai mare sau egala cu unitatea;

c. mai mica sau egala cu unitatea.


121. Histereza curbelor de permeabilitate relativa apare datorita

a. schimbarii sensului de variatie a saturatiei;

b. histerezei de udare

c. ambele.


122. Efectul fortelor de interfata asupra curgerii n zacaminte este cel mai mare:

a. l nga sonda

b. departe de sonda

c. depinde de nclinarea stratului.


124. Permeabilitatea relativa fata de apa este, la aceeasi saturatie n apa

a. mai mare n prezenta gazelor;

b. mai mare n absenta gazelor.


125. La aceeasi saturatie n faza umezitoare, permeabilitatea relativa fata de aceasta faza este:

a. mai mare la scaderea saturatiei;

b. mai mica la scaderea saturatiei;

c. nu este o regula


126. Debitul de curgere eterogena printr-o roca, sub aceeasi cadere de presiune, este:

a. mai mare daca apa si titeiul curg mpreuna

b. mai mare daca numai apa curge;

c. mai mare daca numai titeiul curge;

d.   depinde de v scozitati si de umidivitate.


127. Discontinuitatea unei faze conduce la:

a. scaderea debitului pentru acea faza

b. scaderea debitului pentru cealalta faza

c. scaderea ambelor debite.


128.O valoare mare a indicelui structural de dificultate duce la:

a. cresterea permeabilitatilor

b. scaderea permeabilitatilor relative.
























































Bibliografie



BECA, C. si PRODAN, D.

Geologia zacamintelor de hidrocarburi, EDP, Buc. 1983.


BECA, C.

Contributions to the classification of oil and accumulations zones, Bul. IPG Ploiesti, vol. 1 (XXI), 1974.


BECA, C.

Superposed oil and gas accumulations zones, Bul. IPG Ploiesti, vol. 3 (XXIII), 1976.


GUILLEMONT, J.

Cours de géologie du pétrole, Ed. Technip, Paris, 1964.




MINESCU, F. s.a.

Studiul capacitatii de udare a rocilor colectoare din unele zacaminte din Romānia, IPG Ploiesti, 1990.


DAVIES, G.R.

Dolomite Rocks-Process, Controls, Porosity Development, AAPG Continuing Education, Course Note Series # 11, Huston, 1979.

PETTIJOHN, F.J. et.al.

Sand and Sandstone, Springer-Verlag, Berlin, 1972.


PAVELESCU, C

Petrografia rocilor sedimentare, EDP, Buc. 1966.

PĀRVU, G. s.a.

Petrologia aplicata a rocilor carbonatice sedimentare, Ed. Acad., Buc. 1979.


SOARE, E.

Fizico-chimia si exploatarea zacamintelor de hidrocarburi, IPG Ploiesti, 1976

THORTON, S.D., and

RADKE, C.J.

Dissolution and Condensation Kinetics of Silica in Alkaline Solution, SPE Reservoir Engineering, May 1988.

MANOLESCU, G. si

SOARE, E.

Fizico-chimia zacamintelor de hidrocarburi, EDP, Buc. 1981.


HOLM, L., and

JOSENTHAL, V.A.

Mechanism of Oil Displacement by Carbon Dioxyde, SPE paper no. 4736, 1974.


MANOLESCU, G.

Complemente de Fizico-chimia zacamintelor de hodrocarburi, IPG Ploiesti, 1977.


WILLIAMS, B.B. et.al.

Acidizing Fundamentals, SPE of AIME Publ., Dallas, 1979.


MIRON, C. s.a.

Cresterea productivitatii si receptivitatii sondelor Ed. Tehnica, Buc. 1982.


SMITH, C.F., CROWE, C.W.,

and NOCAN, T.J.

Secondary Deposition of Iron Compounds Following Acidizing Treatments, paper of SPE, no.2358/1968.


MINESCU, F. si

NICULESCU N.

Fizico-chimia zacamintelor de hidrocarburi - Lucrari de laborator, IPG Ploiesti


Manualul inginerului petrolist, vol. 44, Ed. Tehnica, Buc. 1954.


FOSTER, M.D.

The relation Between Composition and Swelling in Clays, Proceedings of the Third National Conference on Clays and Clay Minerals, Washington D.C., 1955.


FOSTER, M.D.

The Relation Between Illite, Beidellite, and Montmorillonite, Proceedings of the Third National Conference on Clays and Clay Minerals, Washington D.C., 1955.


NESHAM, J.W.

The Morphology og Dispersed Clay in Sandstone Reservoirs and its Effect on Sandstone Shaliness, Pore Space and Fluid Flow Properties, SPE no.6858, Oct. 1977.


DURAND,C., ET AL.

Influence of Clays on Borehole Stability- A Literature Survey, RIFP, vol.50, nr.2, 1995.


HERZIG, J.P.,

LECLERC,D.M., and

GOFF,P.L.

Flow of Suspensions through Porous Media - Application to Deep Filtration, Ind. Eng. Chem, vol.62, No.5, May 1970.


MELOY, T.P., RÜLKE, A.W.,

WILLIAMS, M., and

AMINIAN, K.

Simulation of Particle Movement in Porous Rocks, SPE No.23443, Oct. 1991.



REGE, S.D. and

FOGLER, H.S.

Network Model for Straining Dominated Particle Entrapment in Porous Media, Chem. Eng. Sci., vol.42, Nr.7, 1987.


VEEKEN, C.A.M., DAVIES,

D.R., and KOOIJMAN, A.P.

Sand Production Prediction Review-Developing an Integrated Approach, SPE No.22792, Oct. 1991.


MUECKE, T.W.:

Formation Fines and Factors Controlling Their Movement in Porous Media, JPT, Fe.. 1979.


ORKIN, K.G.

Laboratornīe rabotī po kursu fiziki nefteanogo plasta, Gostoptehizdat, Moscova, 1953.


EVERETT, D.H.

Some Problems in the Investigation of Porosity by adsorption methods, The Structure & Properties of Porous Materials, Butterworths Sci. Publ., London, 1958, p.95.

PEREZ-ROSALES, C.

A Simplified Method for Determining Specific Surface, J. Pet. Tech. (Aug., 1967) p. 1081.


MINESCU, F.

Contributii la studiul curgerii eterogene prin medii poroase neomogene la scara micro, Teza de doctorat, Ploiesti, 1984.


FATT, I.

The Network Model of Porous Media, Trans AIME, vol. 207, 1956.


SINGHAL, A.C. and   

SOMERTON W.H.:

Quantitative Modelling of Immiscible Displace-ment in Porous Media, Rev. IFP, nov.-dec. 1977.


SIMON, R., and

KESLEY, F.J.

The Use of Capillary Tube Network in Reservoir Performance Studies, SPE Jour. June, 1971.


DULLIEN, F.A.L. et.al.

Modelling Transport Phenomena in Porous Media by Network Consisting of Non-Uniform Capillaries, SPE paper no. 6191, 1976.


SINGHAL, A.C., and

SOMERTON, W.H.

Quantitative Modelling of Immiscible Displacement in Porous Media, Jour. of Can. Pet. Tech., Jul.-Sett., 1977.


WELLINGTON, S.L., and

VINEGAR, H.J.

X-Ray Computerized tomography, Jour. Of. Pety. Tech., Aug. 1987, p.885.


PURCELL, W.:

Capillary Pressure, Their Measurement Using Mercury and the Calculation of Permeability Therefore, Trans AIME, vol. 186, 1949.


DULLIEN,F.A.L., and

MEHTA,P.N.

Particle and Pore (Void) Size Distribution Determinated by Photomicrographic Methods, Powder Tech., nr. 5, 1971/1972.


DULLIEN F.A.L. et.al.

A Relationship between Pore Structure and Residual Oil Saturation in Tertiary Surfactant Floods, SPE Jour., Aug. 1972.


MINESCU, F. si SOARE, E.

Noi posibilitati de caracterizare a neuniformitatii mediilor poroase, Mine, Petrol si Gaze, 1, 1987.


VAN GOLF-RACHT, T.D.

Fundamentals of Fractured Reservoir Engineering, Elsevier Sci. Publ., 1982.


MINESCU, F.

Fizica zacamintelor de hidrocarburi, vol. I., Ed. Univ. Ploiesti, 1994.


POPA, C.W.:

Teza de doctorat, Ploiesti, 1986.


CERNICA J.N.

Geotechnical Engineering, CBS College Publ., New York, 1982.


LANGNES, L.L.,

ROBERTSON, J.O., and

CHILINGAR, G.V.

Secondary Recovery and Carbonate Reservoirs, Elsevier Publ.Co, New York, 1972.


CLARIDGE, E.L.

Discussion of the Use of Capillary Tube Networks in Reservoir Performance Studies, SPE Jour., Aug. 1972.


PRITCHETT, W.C.

Physical Properties of Shales and Possible Origin of High Pressures, SPE Jour., Aug. 1980, p.341.


TEMPLETON, C.C.

A Study of Displacement in Microscopic Capillaries, Trans AIME, vol. 190, 1950, p.122.


CHRISTENSON,H.K.,

ISRAELACHVILI, J.N.,

and PASHLEY, R.M.

Properties of Capillary Fluids at The Microscopic Level, SPE Res. Eng., May. 1987, p. 155.

CREŢU, I.

Hidraulica generala si subterana, EDP, Buc.


MINESCU, F. si SOARE, A.

Curgerea omogena prin microcanale capilare, Mine, Petrol si Gaze, vol. 37, nr.7, 1985, p. 345.


OROVEANU, T.

Mecanica fluidelor vāscoase, Ed. Acad, Buc.1957.


IONESCU, GH.

Introducere īn hidraulica, Ed. Tehnica, Buc. 1977.


O'NEILL, M.E.

The resistence of Steady Parallel Viscous Flow Produced Small-Scale Boundary Irregularities, Che. Eng. Sci., vol. 25, 1970, p.112.


MINESCU, F. si STAN, AL.D.

Asupra curgerii omogene īn canala capilare, Mine, Petrol si Gaze, vol. 35, nr. 8, 1984, p. 399.


MARK, P.W., LAKE, L.W.,

and SCHECHTER, R.S.

Description of Chemical Precipitation Mechanisms and their Role in Formation Damage During Stimulation by Hydrofluoric Acid, SPE Paper nr. 10625, 1982.


GDANSKI, R.

AlCl3 Retards HF Acid for More Effective Stimulations, Oil & Gas Jour., 28 Oct., 1985.


MACOVEI, N.

Forajul sondelor 2 - Echipamente de foraj, Ed. Univ. Ploiesti, 1996

SMITH, C.R., TRACY, G.W.,

and FARRAR, R.L.

Applied Reservoir Engineering, vol. 1, OGGI Publ, Tulsa, 1992.


WHITEBAY, L.E.

Improved Coring and Core-Handling Procedures for the Unconsolidated Sands of Green Canyon Area, SPE Paper no. 15385, 1986.


MINESCU, F. si SOARE, E.

Ingineria zacamintelor de hidrocarburi, vol. I., Ed tehnica, Buc. 1980


FILSHTINSKY, M.,

AUMANN,J.T., and QUINN,J.

New Tools Improve the Economics of Coring, SPE Paper no. 12092, 1983.


HYLAND, C.R.

Pressure Coring - An Oilfield Tool, SPE Paper no. 12093, 1983.


BABSKOW, A.

si MĂLUREANU, I.

Geofizica, vol. II, Geofizica de sonda, Ed. Imprimex, Ploiesti, 1995.


SOARE, A. si BRATU, C.

Cercetarea hidrodinamica a zacamintelor de hidrocarburi, Ed. Tehnica, Buc., 1987.


VAN DER KNAAP, W.

Nonlinear Behavior of Elastic Porous Media, Trans. AIME, vol. 216, 1959, p. 179.


JONES, S.C.

Two-Point Determination of Permeability and PV vs. Net Confining Stress, SPE Paper no. 15380, 1986.


LORENZ, J.C.

Stress-Sensitive Reservoirs, Jour. of Pet. Tech., January, 1999.


SCOTT, T.E., ZAMAN, M.M.,

and ROEGIERS, J-C.

Accoustic-Velocity Signatures Associated with Rock-Deformation Processes, Jour. of Pet. Tech., June, 1998, p. 70.


LEE, S.H., DURLOFSKY, L.J.,

LOUGH, M.F.,

and CHEN, W.H.

Finite Difference Simulation of Geologically Complex Reservoirs With Tensor Permeabilities, SPE Reservoir Evaluation & Engineering, Dec. 1998, p. 567.


MINESCU, F.

Chemical Flooding, Ed. Univ. "Petrol-Gaze" Ploiesti, 1996.


SNEIDER, R.M. and

ERICKSON, J.W.

Rock Types, Depositional History, and Diagenetic Effects, Icishak Reservoir, Prudhoe Bay Field, SPE Res. Eng., Feb. 1997, p.23.


NIGH, E., and TAYLOR, M.

P-KTM-Wellsite Determination of Porosity and Permeability Using Drilled Cuttings, CWLS Jour., vol.13, 1984.


SANTARELLI, F.J., et.al.



Formation Evaluation From Logging on Cuttings, SPE Res. Eval, & Eng., June, 1998, p. 238.

MACOVEI, N.

Forajul sondelor 3 - Tubarea si cimentarea sondelor, Ed. Univ. Ploiesti, 1998.

VERNESCU, A..

Mecanica zacamintelor petrolifere, Ed. Tehnica, 1966.


GEORGESCU, I., PETREA, I.   

sI BORsAN, D.


Fizica starii lichide, EDP, Buc. 1978.

ISRAELASHVILI, J.N.

Intermolecular and Surface Forces, Academic Press, ed. V, London, 1995.


STEIGER, R.P., and

LEUNG, P.K.

Quantitative determination of the mechanical properties of shales, SPE Dril.Eng., vol.27, 1992, p.181.


DURAND, C., FORSANS, T.,

RUFFET, C, ONAISI, A., and

AUDIBERT, A.

Influence of Clays on Borehole Stability-A Literature Survey, Revue de L'Institute Francais de Petrole, vol. 50, nr.2, 1995, p. 187.


TOURET, O., PONS, C.-H.,

TESSIER, D., and TARDY, Y.

Etude de la repartition le l'eau dans les argiles saturees Mg2+ au fort teneur de l'eau, Clay minerals, vol. 25, 1990, p. 217.


PĀRCĂLĂBESCU, I.

Proiectarea exploatarii zacamintelor de hidrocarburi, EDP, Buc. 1966


NISTOR, I.

Proiectarea exploatarii zacamintelor de hidrocarburi, Ed. Univ. Ploiesti, 1998.


SVORONOS, P. si OLTEAN, I.

Proiectarea exploatarii zacamintelor de gaze, Ed. Tehnica, Buc. 1979.


VIZIKA, O.,

and LOMBARD, J.-M.

Wettability and Spreading-Two Key Parameters in Oil Recovery With Three-Phase Gravity Drainage, SPE Res.Eng., Feb. 1986, p.54.



BRETSZNAJDER, S.

Prediction of Transport and Other Physical Properties of Fluids, Widawnictwa Naukowo-Techniczne, Warsaw,1971.


DONALDSON, E.C. s.a.

Enhanced Oil Recovery, Elsevier, vol. II. London,1989.


ADAMSON, A.W.

Phisical Chemistry of Surfaces, Intersc.Publ., Easton, 1960.


MANOLESCU, G.

Sur la stabilité des ménisques séparant deux fluides immiscibles dans des tubes cylindriques verticaux en conditions statiques, Rev. des sciences techniques, Mecanique appliqueé, Acad. Rom., tom 10, no.1, 1965.


JONES. F.G.:

A Laboratory Study of the Effects of Confining Pressure of Ffacture Flow and Storage Capacity in Carbonate Rocks, Jour. of Pet. Tech., Jan. 1975, p.21.


93. MUSKAT, M.:


Physical Principles of Oil Production, New York Graw Hill Book. Co., 1949.

MANOLESCU, G. si

SOARE, E.

Unity of the Nature of the Relative Permeability Curves in Relation with the Different Wetting Fluid Phases of a Porous Medium and Possibility of Their Analitical Expression, Revue de geologie et geographie, tom VI, nr. 2, 1962.


THOMAS, D.C.

and PUGH, V.J.

A Statistical Analysis of the Accuracy and Reproductibility of Standard Core Analysis, paper SCA 8701, presented at The Society of Core Analysis Ann. Tech. Conf, Tallas, Texas, 1987.


LI, K., and

FIROOZABADI, A.

Modelling of Gas-Condensate Relative permeabilities and the Wettability Effect, RER Inst. 1997.


HALL, A.C., COLLINS, S.H.,

and MELROSE, J.C.

Stability of Aqueous Film in Athabasca Tar Sand, SPE nr. 10626/1992.


CALHOUN JR.,J.C.

Fundamentals of Reservoir Engineering, Univ. of Oklahoma Press, 1955.


KATZ, D.L.

Possibility of Secondary Recovery for the Oklahoma City Wilcox Sands, Trans. AIMI, vol. 146, 1942, pp.28-53.


AMOTT, E.

Observations Relating to the Wettability of Porous Rocks, Trans AIME vol. 216, 1959, PP 156-162.

BOBEK, J.E., DENEKAS,

M.O., and MATTAX C.C.

Reservoir Rock Wettability - Its Significance and Evaluation,Trans AIME, vol 213, 1958, pp. 86.


DONALDSON,E.C.,THOMAS

R.D., and LORENTZ, P.B.

Wettability determination andits effect on Recovery efficiency, SPEJ, March, 1969, p. 13-20.


CUIEC, L.

Determination de la mouillabilité d'un echantilloné de roche réservoir, Rev. IFP, sept.-oct. 1973.


ANDERSON, W.C.

Wettability Literature Survay. Part.1-Rock/Oil/Brine interaction, and the Effects of Core Handling on Wettability, JPT, Oct. 1986.


ANDERSON, W.C.

Wettability Literature Survay. Part 2-Wettability Measurement, JPT, Nov. 1986.


ANDERSON, W.C.

Wettability Literature Survay. Part 4-The Effect of Wettability on Capillary Pressure, SPE Paper no. 15271.


MINESCU, F.

Studiul capacitatii rocilor colectoare din unele zacaminte din Romānia, Buletinul IPG, Ploiesti, 1990.


MCCAFFERY, F.G.

Measurement of Interfacial Tensions and Contact Angles at high Temperature and Pressure, JCPT, Jul-Aug. 1972.


BROWN, J.H., and

FATT, I.

Measurement of Fractional wettability of Oil Field Tocks by the Nuclear Magnetic Relaxation Method, Trans AIME, vol.207, 1957, p. 262.


RICHARDSON,J.C.,

PERKINS,F.M.,

and OSOBA, F.S.

Difference in Behavior of Fresh and Aged East Texas Woodbine Cores, Trans AIME, vol. 204, 1955, p. 86.


MIDDLETON, M.F.,

and PAZSIT, I.

Neutron Radiography- A Technique to Support Reservoir Analysis, Exploration Geophysics, vol. 29, 1998, p.592.


WANG, R. ET AL.

Simultaneous Messurement of Rock Permeability and Effective Porosity Using Laser-Polarised Noble Gas NMR, Dec. 2003, for submission to Phisical Rewiew.


MACKAY, E.J. ET AL.

The Importance of Interfacial Tension on Fluid Distribution During Depressurization, SPE Reservoir Engineering, October 1998, p. 408.


MCDOUGALL, S.R.

and SORBIE, K.S.

The impact of Wettability on Waterflooding-Pore Scale Simulation, SPE Reservoir Engineering, August 1995.


LI, K., and

FIROZABADI, A.

Wettabitity change to Gas-Wetness in Porous Media, Intl. Symposium of Society of Core Analysts, Hague, 1998.


ANDERSON, W.C.

Wettability Literature Survay. Part 6-The effects of Wettability on Warerflooding , JPT, Dec. 1987.


JENINGS,H.Y.JR.

Surface Properties of Natural and Synthetic Popous Media, Prod. Monthly, March 1957, p.22.


LAKE, L.W.

Enhance Oil Recovery, Prentice Hall, New Jersey, 1989.


HIRASAKI, G.H.

Thermodinamics of Thin Films and Three-Phase Contact Region, Shell Development Co., Huston, 1994.


ROBIN, M.,

and ROSENBERG, E

Wettability Studies at the Pore Level-A New Approach by Use of Cryo-SEM, SPE Formation Evaluation, March 1995.


BRAESTER, C.

Simultaneous Flow of Immiscible Liquids Through Porous Media, SPE Journal, Aug, 1972, p.297.

GEORGESCU, O.

Mineralogie si petrografie, UPG Ploiesti, 2000.


MANOLESCU, G.

Fizica Zacamintelor de Hidrocarburi, EDP, Buc. 1964.


KLINKENBERG, L.J.

The Permeability of Porous Media to Liquids and Gases, API Drilling and Production Practice, 1941.


JONES, S.C.

A Rapid Accurate Unsteady-State Klinkenberg Permeameter, SPE Journal, vol.12, nr. 5, oct. 1972.


COREY, A.T.

The Interrelation Between Gas and Oil Relative Permeabilities, Producers Monthly, Nov. 1954,

p. 38.


STEGENMEIER, G.L.

Mechanisms of Entrapment and Mobilization of Oil in Porous Media, in Improved Oil Recovery by Surfactant and Polymer Flooding, Academic Press, New Yor, 1977.


MCPHEE, C.A., and

ARTHUR, K.G.

Relative Permeability Measurements: An Inter-Laboratory Comparison, SPE paper no. 28826, 1994.


BUCKLEY, S.E.,

and LEVERETT. M.C.

Mechanism of Fluid Displacement in Sands, Trans AIME. Vol. 146, 1942.

JOHNSON, E.F.,

BOSSIER, D.P., and

NEUMANN. V.O.

Calculation of Relative Permeability from Displacement Experiments, Trans AIME vol. 216, 1959, p.281.


GORAN, N. si

IONESCU, G. F.

Cresterea recuperarii petrolului, Ed. UPG Ploiesti, 2004.









Document Info


Accesari: 4897
Apreciat:

Comenteaza documentul:

Nu esti inregistrat
Trebuie sa fii utilizator inregistrat pentru a putea comenta


Creaza cont nou

A fost util?

Daca documentul a fost util si crezi ca merita
sa adaugi un link catre el la tine in site

Copiaza codul
in pagina web a site-ului tau.




eCoduri.com - coduri postale, contabile, CAEN sau bancare

Politica de confidentialitate




Copyright © Contact (SCRIGROUP Int. 2023 )