Отправить статью по E-mail 
Оценка максимального перемещения конечного объема легкой жидкости в насыщенной пористой среде
- Авторы: Афанасьев А.А.1, Веденеева Е.А.1, Михеев И.Е.1
-
Учреждения:
- МГУ им. М.В. Ломоносова
- Выпуск: № 5 (2024)
- Страницы: 41-51
- Раздел: Статьи
- URL: https://permmedjournal.ru/1024-7084/article/view/681534
- DOI: https://doi.org/10.31857/S1024708424050048
- EDN: https://elibrary.ru/NQXRGA
- ID: 681534
Цитировать
Открытый доступ
Доступ предоставлен
Аннотация
Исследуется течение легкой жидкости в пористой среде, насыщенной другой тяжелой жидкостью. Рассмотрена одномерная постановка задачи, описывающей двухфазное течение в вертикальной изолированной пористой колонне. Предполагая, что объем легкой жидкости конечен, оценено ее максимальное перемещение вверх под действием силы Архимеда. Предложен простой метод приближенной оценки этого перемещения. Показано, что в широком диапазоне параметров жидкостей и пористой среды оно определяется всего одним критерием подобия, а влияние других параметров мало. Рассчитана зависимость максимального перемещения от выделенного критерия подобия. Результаты исследования могут быть полезны при оценке максимального расстояния, на которое закачиваемый газ распространяется от скважины по водонасыщенному пласту.
Ключевые слова
Полный текст
Об авторах
А. А. Афанасьев
МГУ им. М.В. Ломоносова
Автор, ответственный за переписку.
Email: afanasyev@imec.msu.ru
Россия, Москва
Е. А. Веденеева
МГУ им. М.В. Ломоносова
Email: el-vedeneeva@imec.msu.ru
Россия, Москва
И. Е. Михеев
МГУ им. М.В. Ломоносова
Email: afanasyev@imec.msu.ru
Россия, Москва
Список литературы
- Bickle M.J. Geological carbon storage // Nat. Geosci. 2009. V. 2. № 12. P. 815–818. doi: 10.1038/ngeo687.
- Bachu S., Bonijoly D., Bradshaw J., Burruss R., Holloway S., Christensen N.P., Mathiassen O.M. CO2 storage capacity estimation: Methodology and gaps // Int. J. Greenh. Gas Control. 2007. V. 1. № 4. P. 430–443. doi: 10.1016/S1750-5836(07)00086-2.
- Afanasyev A., Penigin A., Dymochkina M., Vedeneeva E., Grechko S., Tsvetkova Yu., Mikheev I., Pavlov V., Boronin S., Belovus P., Osiptsov A. Reservoir simulation of the CO2 storage potential for the depositional environments of West Siberia // Gas Sci. Eng. 2023. V. 114. 204980. doi: 10.1016/j.jgsce.2023.204980.
- Huppert H.E., Neufeld J.A. The fluid mechanics of carbon dioxide sequestration // Annu. Rev. Fluid Mech. 2014. V. 46. P. 255–272. doi: 10.1146/annurev-fluid-011212-140627.
- Afanasyev A., Vedeneeva E., Grechko S. Scaling analysis for a 3-D CO2 plume in a sloping aquifer at a late stage of injection // J. Nat. Gas Sci. Eng. 2022. V. 106. 104740. doi: 10.1016/j.jngse.2022.104740.
- Afanasyev A., Vedeneeva E., Mikheev I. Monte Carlo simulation of the maximum migration distance of CO2 in a sloping aquifer // Gas Sci. Eng. 2023. V. 117. 205078. doi: 10.1016/j.jgsce.2023.205078.
- Killough J.E. Reservoir Simulation With History-Dependent Saturation Functions // Soc. Pet. Eng. J. 1976. V. 16. № 1. P. 37–48. doi: 10.2118/5106-pa.
- Buckley S.E., Leverett M.C. Mechanism of fluid displacement in sands // Trans. 1942. V. 146. P. 107-116. doi: 10.2118/942107-G.
- Баренблат Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. 211 с.
- Афанасьев А.А., Султанова Т.В. Исследование нестационарного двухмерного вытеснения в пористой среде в автомодельной постановке // Изв. РАН МЖГ. 2017. № 4. С. 62-72. doi: 10.7868/S0568528117040065.
- Brooks R., Corey A. Hydraulic properties of porous media // Hydrology Papers, Colorado State University. 1964. № 3. 27 p.
Дополнительные файлы
