کد مقاله کد نشریه سال انتشار مقاله انگلیسی نسخه تمام متن
8863305 1620217 2016 16 صفحه PDF دانلود رایگان
عنوان انگلیسی مقاله ISI
Modeling fracturing-fluid flowback behavior in hydraulically fractured shale gas under chemical potential dominated conditions
ترجمه فارسی عنوان
مدل سازی رفتار جریان فشاری مایکروویو در گاز شیل هیدرولیکی تحت پتانسیل شیمیایی شرایط تحت سلطه
کلمات کلیدی
شیل، هیدراتاسیون، پتانسیل شیمیایی، جریان برگشتی، شیمی درمانی،
ترجمه چکیده
شیل با مقدار بالای رسی موجب ناپایداری از هیدراتاسیون در طول فرآیند شکستن هیدرولیک شده است. پدیده مهاجرت سطح مایع مولکول های آب به وسیله اختلاف پتانسیل شیمیایی بین مایع شکستگی کم شور و شور نمکی تشکیل شده است. این مطالعه با هدف تعیین رابطه معادله پتانسیل شیمیایی مایع شکستگی و محلول نمک با کسر تئوری به منظور بررسی تاثیر پدیده فوق بر فرایند فرسایش شکست انجام شده است. بر این اساس، یک مدل ریاضی برای جریان گاز دو فاز گاز-آب که توسط اختلاف پتانسیل شیمیایی هدایت می شود، ایجاد شد. نیروی چسبندگی، کاپلاریستی و شیمی درمانی به عنوان نیروهای محرک در نظر گرفته شد. یک شبیه سازی عددی جریان فسفات مایع با یا بدون در نظر گرفتن اثر شیمی درمانی انجام شد. تجزیه و تحلیل شبیه سازی اشباع آب و شوری نیز انجام شد. نتایج نشان می دهد که کاپلاریسم و ​​شیمی در معرض شکست جریان سیال در درجه های مختلف قرار دارند. همانطور که حالت بدتر می شود، بیش از 80٪ آب را مهار می کند تا از شکل گیری خارج شود و یک قفل آب دائمی ایجاد کند. این مطالعه به بهبود نظریه جریان دو مرحله ای گاز و گاز شیل، ایجاد یک مدل جریان بازگشتی مناسب برای چاه های گاز شیل و ارزیابی دقیق از روش شکستن کمک می کند.
موضوعات مرتبط
مهندسی و علوم پایه علوم زمین و سیارات ژئوشیمی و پترولوژی
پیش نمایش مقاله
مدل سازی رفتار جریان فشاری مایکروویو در گاز شیل هیدرولیکی تحت پتانسیل شیمیایی شرایط تحت سلطه
چکیده انگلیسی
Shale with high clay content has caused instability from hydration during the hydraulic fracturing process. Macro-level migration phenomenon of water molecules is induced by the chemical potential difference between low-salinity fracturing fluid and high-salinity formation brine. This study aims to establish the equation for the chemical potential difference between fracturing fluid and formation brine by theoretical deduction in order to investigate the effect of the aforementioned phenomenon on fracturing flowback. Accordingly, a mathematical model was established for the gas-water two-phase flow which driven by the chemical potential difference. Viscous force, capillarity and chemiosmosis were considered as the driving forces. A numerical simulation of fracturing fluid flowback with or without considering of the effect of chemiosmosis was performed. A simulation analysis of the water saturation and salinity profiles was also conducted. Results show that capillarity and chemiosmosis hinder fracturing fluid flowback in different degrees. As the condition worsens, they inhibit more than 80% of water to flow back out of the formation, forming a permanent water lock. This study contributes to improvement of the theory on shale gas-water two-phase flow, establishment of a flowback model that suitable for shale gas wells, and accurate evaluation of the fracturing treatment.
ناشر
Database: Elsevier - ScienceDirect (ساینس دایرکت)
Journal: Applied Geochemistry - Volume 74, November 2016, Pages 194-202
نویسندگان
, , ,