Уравнения мазута

Уравнения черной нефти представляют собой набор дифференциальных уравнений в частных производных , которые описывают поток жидкости в нефтяном пласте и составляют математическую основу для симулятора пласта черной нефти . ^{[ 1 ]} Термин «мазут» относится к модели жидкости, в которой вода моделируется явно вместе с двумя углеводородными компонентами: одной (псевдо) нефтяной фазой и одной (псевдо) газовой фазой. В этом отличие от композиционной рецептуры, в которой каждый углеводородный компонент (произвольное количество) обрабатывается отдельно.

Уравнения расширенной модели черной нефти:

{\frac {\partial }{\partial t}}\left[\phi \left({\frac {S_{o}}{B_{o}}}+{\frac {R_{V}S_{g}}{B_{g}}}\right)\right]+\nabla \cdot \left({\frac {1}{B_{o}}}{\vec {u}}_{o}+{\frac {R_{V}}{B_{g}}}{\vec {u}}_{g}\right)=0

{\frac {\partial }{\partial t}}\left[\phi \left({\frac {S_{w}}{B_{w}}}\right)\right]+\nabla \cdot \left({\frac {1}{B_{w}}}{\vec {u}}_{w}\right)=0

{\frac {\partial }{\partial t}}\left[\phi \left({\frac {R_{S}S_{o}}{B_{o}}}+{\frac {S_{g}}{B_{g}}}\right)\right]+\nabla \cdot \left({\frac {R_{S}}{B_{o}}}{\vec {u}}_{o}+{\frac {1}{B_{g}}}{\vec {u}}_{g}\right)=0

где $\phi$ – пористость пористой среды, $S_{w}$ это водонасыщенность, $S_{o},S_{g}$ являются насыщениями жидкости («нефти») и паровую («газовую») фазы в пласте , ${\vec {u}}_{o},{\vec {u}}_{w},{\vec {u}}_{g}$ являются Скорости по Дарси жидкой фазы, водной фазы и паровой фазы в пласте. Нефть и газ на поверхности ( стандартные условия ) могут добываться как из жидкой, так и из паровой фазы, существующей при высоком давлении и температуре пластовых условий. Это характеризуется следующими величинами:

$B_{o}$ это масло объемный коэффициент пласта (отношение некоторого объема пластовой жидкости к объему масла при стандартных условиях полученных из того же объема пластовой жидкости),

$B_{w}$ – объемный коэффициент образования воды (отношение объема воды в пластовых условиях к объему воды в стандартных условиях),

$B_{g}$ – объемный коэффициент газообразования (отношение некоторого объема пластового пара к объему газа при стандартных условиях, полученному из того же объема пластового пара),

$R_{S}$ представляет собой раствор газа в нефтяной фазе (отношение объема газа к объему нефти при стандартных условиях полученный из некоторого количества жидкой фазы в пластовых условиях),

$R_{V}$ представляет собой испаренное масло в газовой фазе (отношение объема нефти к объему газа при стандартных условиях полученный из некоторого количества паровой фазы в пластовых условиях).

См. также

Ссылки

^ Трагенштейн, Джон А.; Белл, Джон Б. (1989). «Математическая структура модели черной нефти для моделирования нефтяных пластов». SIAM Journal по прикладной математике . 49 (2). Общество промышленной и прикладной математики: 749–783. дои : 10.1137/0149044 . JSTOR 2101984 .

Эта статья, посвященная природному газу, нефти или нефтяной промышленности, является незавершенной . Вы можете помочь Википедии, расширив ее .

Эта гидродинамике статья, посвященная , незавершена . Вы можете помочь Википедии, расширив ее .

Последнее обновление: Джесси Габриэль, июнь 2021 г. Кома Канге

[1] Трагенштейн, Джон А.; Белл, Джон Б. (1989). «Математическая структура модели черной нефти для моделирования нефтяных пластов». SIAM Journal по прикладной математике . 49 (2). Общество промышленной и прикладной математики: 749–783. дои : 10.1137/0149044 . JSTOR 2101984 .

[ 1 ]