Как смотрят трубы на проходимость


процедура проверки проходимости маточных труб — 25 рекомендаций на Babyblog.ru

Меня зовут Ирина, мне 32 года, планирую беременность с июня 2013 года.

1. ДИАГНОЗ: Бесплодие

II (СПКЯ).

2. ДЛИТЕЛЬНОСТЬ ЗАБОЛЕВАНИЯ: лечусь 2,5 года, до этого просто не проверялась.

3. АНАЛИЗЫ КРОВИ:

13.09.2013 (5 дмц)
ЛГ - 8,83

МЕ/л

ФСГ - 8,22 МЕ/л

Пролактин - 300,20 мМЕ/л

Тестостерон - 3,20 нмоль/л

Секс-стероид связывающий глобулин - 28,81 нмоль/л

Индекс свободных андрогенов - 11,1

Инсулин - 4,05 мкМЕ/мл

Индекс инсулинорезистентности - 0,93

Глюкоза - 5,19

23.06.2014 (3 дмц) (после 3х месяцев приема ОК)

ЛГ - 12,30 МЕ/л

ФСГ - 8,55 МЕ/л

Тестостерон - 2,07 нмоль/л

Секс-стероид связывающий глобулин - 40,57 нмоль/л

Индекс свободных андрогенов - 5,10

Инсулин - 10,26 мкМЕ/мл

Индекс инсулинорезистентности - 2,31

Глюкоза - 5,08

17.07.2014

ПЦР mycoplasma genitalium (соскоб) - не выявлено

Chlamydia trachomatis - не выявлено

ПЦР ureaplasma parvum(количественно) - не выявлено

ПЦР ureaplasma urealyticum(количественно) - не выявлено

ДНК Gardinella vaginalis - не выявлено

ПЦР Цитомегаловирус (соскоб) - не выявлено

ПцР Вирус простого герпеса 1,2 тип (соскоб) - не выявлено

Антитела к хламидиям (trachomatis) IgG- не обнаружены

Антитела к хламидиям (trachomatis) IgA- не обнаружены

19.11.2014 (2 дмц)

ЛГ - 11,6 МЕ/л

ФСГ - 9,04 МЕ/л


4. УЗИ:

Проходила три раза сентябрь 2013, октябрь 2014 и декабрь 2014 (везде картина одна и таже)

Диагноз: признаки МФЯ. В обоих яичниках более 10 фолликулов размерами 2-7 мм, расположенных по периферии, размеры яичников: ПЯ - 34х25х26мм, ЛЯ - 35х20х22мм

4.АНАЛИЗЫ МОЧИ:

5. МАЗКИ:

6. ОПЕРАЦИЯ

Направление на лапароскопию, гистероскопию (примерно октябрь-ноябрь 2014)

23.10.2014 - лапароскопия, гистероскопия:

Протокол лапароскопии:

Матка визуализируется, правильной формы, без патологии, расположена в retroflexio

Яичник правый и левый :рельеф капсулы гладкий с множеством мелких фолликулов

Маточные трубы и правая и левая: не изменены, просматриваются на всем протяжении, фимбральный отдел выражен. (обе трубы проходимы!)

Протокол Гистероскопии:

Слизистая цервикального канала однородная, кист эндоцервикса не обнаружено, рубцовой деформации нет

Полость матки имеет правильную треугольную форму

Устья маточных труб выражены, реагируют на изменения внутриматочного давления

Эндометрий однородный, соответствует первой фазе МЦ

Из матки: ткань эндометрия с рыхловатой стромой слабой лимфоидной инфильтрацией округлыми железами выстланными преимущественно проферирующим эпителием.

7. СТИМУЛЯЦИЯ

Три безрезультатных: две на Клостилбегите (1я- по 50, 2ая- по 100), одна на Гонале (шесть уколов по 250).

Две стимуляции с овуляцией: Гонал Ф (шесть уколов по 250) и Клост+Гонал (клост по 100 пять дней, гонал по 250 шесть уколов). Там, где клост+гонал было аж две овуляции.

8. ПРОВЕРКА МАТОЧНЫХ ТРУБ

07.07.2014 МСГ

Сактосальпингс правой трубы, непроходимость левой трубы

23.10.2014: Лапароскопия - обе маточные трубы проходимы.

9.МРТ,КТ

Не проводилась.

10. ДРУГИЕ ПРОЦЕДУРЫ

октябрь 2014: кольпоскопия - никаких отклонений, есть несколько кист эндоцервикса.

11. ЛЕЧЕНИЕ
Ярина, Белара (для нормализации гормонов): сентябрь-декабрь 2013г.

Дюфастон (восстанавливали сбившийся после ОК цикл): март - май 2014г.

Глюкофаж лонг (метформин): с июня 2014г. по 1000, с мая 2015 по 1500, во время стимуляций по 2000.

Лечила воспаление:

Юнидокс солютаб

Флюконазол

Дикловит


Проницаемость

Проницаемость - это способность поддерживать образование магнитных полей в материале.

Проницаемость измеряется в Гн / м (генри / м) или ньютонов на ампер 2 (Н / Д 2 ) .

Проницаемость свободного пространства

Проницаемость свободного пространства µ 0 (постоянная проницаемости или магнитная постоянная) составляет

µ 0 = 4π 10 −7 (Г / м)

≈ 1.257 10 −6 (H / m, N / A 2 )

Относительная проницаемость

Относительная проницаемость - это отношение проницаемости определенной среды к проницаемости свободного пространства µ 0

µ r = µ / µ 0 (1)

где

µ r 3 9000 9000 9000 9000 9000 9000 9000 µ = проницаемость среды (H / м)

Наименьшая относительная магнитная проницаемость парамагнитного материала равна 1.0 - и магнитный отклик материала такой же, как «свободное пространство» или полный вакуум.

(отожженная) 1,26 10 −3 - 2,26 10 −3 магнит 9011 9011 9011 9011 9011 1.2567 10 −6 908114 9005 9005 6
Среда Проницаемость
- µ -
(H / m)
Относительная проницаемость
- μ / μ 0 -
Воздух 1,25663753 10 −6 1.00000037
Алюминий 1,256665 10 −6 1.000022
Аустенитная нержавеющая сталь 1) 1,260 10 −6 - 8,8 10 −6 1,003 - 7
Висмут 1,25643
Углеродистая сталь 1,26 10 −4 100
Кобальт-железо (материал полосы с высокой проницаемостью) 2,3 10 −2 18000
1 Медь256629 10 −6 0,999994
Феррит (никель-цинк) 2,0 10 −5 -8,0 10 −4 16-640
Ферритная нержавеющая сталь 1000-1800
Водород 1,2566371 10 −6 1
Железо (чистота 99,8%) - 6,3 3 5000
Железо (99.Fe, отожженный на 95% в H) 2,5 10 −1 200000
Мартенситная нержавеющая сталь (отожженная) 9,42 10 −4 - 1,19 10 −3 750 - 950
Мартенситная нержавеющая сталь (закаленная) 5,0 10 −5 - 1,2 10 −4 40-95
Nanoperm 1.0 10 −1 80000 80000 1.32 10 −6 1.05
Никель 1,26 10 −4 - 7,54 10 −4 100-600
Пермаллой 1.0 10 19 −2
Платина 1,256970 10 −6 1.000265
Сапфир 1,2566368 10 −6 0,99999976 0,99999976 SuperSuper 1
Вакуум 0 ) 4π 10 −7 1
1
0,999992
Дерево 1,25663760 10 −6 1.00000043

1) Проницаемость аустенитных нержавеющих сталей, мартенситных нержавеющих сталей не похожа на ферритные.Аустенитная сталь может быть классифицирована как парамагнитная с относительной проницаемостью, приближающейся к 1,0 в полностью аустенитном состоянии. Низкая проницаемость позволяет использовать аустенитную сталь там, где требуется немагнитный материал.

.

Относительная проницаемость - PetroWiki

Относительная проницаемость и капиллярное давление определяют относительные проницаемости как безразмерные функции насыщения со значениями, обычно находящимися в диапазоне от 0 до 1. Относительная проницаемость важна для оценки потока пластовых флюидов.

Относительная проницаемость

Фиг. 1 и 2 показывают типичное поведение для системы газ / масло. Шкала полулогарифмической шкалы Рис. 2 удобна для считывания относительных проницаемостей менее 0.05. Хотя на этих рисунках кривые обозначены как «газ» и «нефть», фазовая принадлежность кривой может быть определена без меток. Например, относительная проницаемость, которая увеличивается в направлении увеличения нефтенасыщенности, должна быть относительной проницаемостью по нефти. Конечные точки относительных проницаемостей на рис. 1 и 2 определяются критической газонасыщенностью S gc и остаточной нефтенасыщенностью S или .Общие имена и символы для некоторых конечных точек насыщения перечислены в Таблица 1 .

  • Рис. 1 - Типичное поведение относительной проницаемости для системы газ / нефть.

  • Рис. 2 - Относительные проницаемости на Рис. 1 в логарифмическом масштабе.

Гистерезис

Как и в случае капиллярного давления, относительные проницаемости зависят от направления изменения насыщения, как схематично показано на рис.3 . Для этой системы газ / масло гистерезис для относительной проницаемости по газу намного больше. Обычно гистерезис фазы смачивания (в данном примере масла) очень мал. Насыщение захваченного газа S gt , которое остается в конце процесса пропитывания, является ключевым признаком гистерезиса.

Фактические наблюдения гистерезиса для систем вода / масло показаны на рис. 4 [1] –6 . У этих трех фигур есть некоторые общие характеристики.Например, одна фаза показывает большой гистерезис, а другая фаза показывает небольшой гистерезис. Интересно отметить, что следы впитывания на рис. 5 [2] и 6 находятся выше тенденций вторичного дренажа. Джонс и Розелле [3] сообщают о больших вариациях k rw и небольших вариациях k ro в том, что они считают смоченным водой образцом.

  • Фиг.3 - Гистерезисное поведение относительной проницаемости.

  • Рис. 4 - Гистерезис песчаника Нелли Блай, по данным Geffen et al . [1]

  • Рис. 5 - Гистерезис песчаника Береа по данным Braun и Holland. [2]

  • Рис. 6 - Гистерезис для смешанно-влажной пробы с месторождения Кингфиш (от Брауна и Голландии [2] ).

Смачиваемость

Смачиваемость влияет на положение относительных проницаемостей, как показано на Рис. 7 (от Owens and Archer [4] ). Авторы измерили относительную проницаемость нефть / вода для различной смачиваемости с образцом песчаника Торпедо. Смачиваемость контролировалась концентрацией присадок в масле и воде. Углы смачивания измерялись на плоской кварцевой поверхности.

  • Фиг.7 - Относительная проницаемость для нефти / воды для песчаника Torpedo с различной смачиваемостью (из Owens and Archer [4] ). Углы смачивания, измеренные через водную фазу, показаны в градусах. Для всех измерений водонасыщенность увеличивалась, как и при заводнении.

Рис. 7 показывает две важные тенденции. По мере увеличения смачивания водой пересечение относительных проницаемостей для нефти и воды смещается вправо, а максимальное значение k rw уменьшается.Подобные тенденции были задокументированы Morrow et al . [5] и McCaffery and Bennion. [6] Инженеры-разработчики используют эти тенденции как индикаторы смачиваемости.

Как упоминалось ранее, Treiber et al . [7] сообщил о смачиваемости для 55 нефтедобывающих пластов. Скалой считалось:

  • Смачивание водой, если k rw при S или меньше 15% от k ro при S wi
  • Промежуточный влажный, если k rw при S или составляет от 15 до 50% от k ro при S wi
  • Смачивается маслом, если k rw при S или больше чем 50% от k ro при S wi

Дополнительно Что касается формы отношений относительной проницаемости, авторы использовали следующее, чтобы дополнить свое суждение о смачиваемости:

  • Родственная водонасыщенность
  • Относительная проницаемость для газа / нефти и газа / воды
  • Измерение угла смачивания

Решения Treiber et al . [7] во многом опирался на результаты Шнайдера и Оуэнса, [8] и Оуэнса и Арчера. [4] Treiber, и др. , и др. . [7] подчеркнули, что интерпретация смачиваемости на основе поведения относительной проницаемости подвержена большой ошибке, потому что относительные проницаемости зависят от родственной водонасыщенности и распределения пор по размерам в дополнение к смачиваемости. Кроме того, авторы признали, что слоистые пласты и другие неоднородности могут резко изменить поведение относительной проницаемости и, следовательно, интерпретацию смачиваемости.Чтобы предотвратить такую ​​ошибочную интерпретацию, авторы выбрали образцы горных пород с высокой степенью однородности.

Межфазное натяжение

Относительные проницаемости изменяются с уменьшением межфазного натяжения (IFT), особенно когда IFT падает ниже 0,1 дин / см. 2 . Чувствительность относительной проницаемости к уменьшению IFT представляет большой интерес для процессов увеличения нефтеотдачи, таких как процессы смешиваемого газа и поверхностно-активных веществ, а также для добычи флюидов из ретроградных газовых пластов.

Изменение относительной проницаемости для газа / нефти с уменьшением IFT для газа / нефти, как сообщили Бардон и Лонгерон [9] , показано на Рис. 8 . При очень низком IFT относительные проницаемости приближаются к форме «X» с конечными точками, близкими к нефтенасыщенности 0 и 1, в то время как при более высоком IFT относительные проницаемости имеют большую кривизну и имеют конечные точки, более удаленные от краев водонасыщенности. шкала. Существенные изменения относительной проницаемости обычно не наблюдаются, пока IFT не упадет ниже примерно 0.1 дин / см 2 . Другой пример влияния IFT на относительную проницаемость, описанный Ханиффом и Али [10] , показан на рис. 9 . Asar и Handy [11] также сообщили об изменениях относительной проницаемости для систем газ / конденсат, когда IFT газ / конденсат снизился с приблизительно 10 до 0,01 дин / см 2 . Amaefule и Handy [12] сообщили об относительной проницаемости для вытеснения нефти / воды с низким IFT.

  • Фиг.8 - Влияние пониженного IFT на относительную проницаемость (из Bardon and Longeron [9] ).

  • Рис. 9 - Влияние уменьшенного IFT на относительную проницаемость (из Ханиффа и Али [10] ).

Соотношение насыщения конечной точки

Наиболее часто встречающиеся конечные точки насыщения:

  • Остаточная нефтенасыщенность
  • Неснижаемая водонасыщенность
  • Уловленная нефтегазонасыщенность
  • Критическая насыщенность газа и конденсата

Остаточная нефть, невосстанавливаемая вода, а также насыщенность уловленным газом и уловленной нефтью - все это относится к оставшейся насыщенности этих фаз после значительного вытеснения другими фазами.Критическое насыщение, будь то газ или конденсат, относится к минимальному насыщению, при котором фаза становится подвижной.

Конечная точка насыщения фазы для конкретного процесса вытеснения зависит от:

  • Структура пористого материала
  • Смачиваемость по различным фазам
  • Предыдущая история насыщения фаз
  • Степень процесса вытеснения (количество закачанных поровых объемов)

Конечная точка насыщения также может зависеть от IFT, когда они очень низкие, и от скорости вытеснения, когда она очень высока.

Результаты предоставлены Chatzis et al . [13] дают общее представление о комбинированном влиянии смачиваемости и пористой структуры на остаточную насыщенность. В испытаниях с рыхлым песком с неоднородным размером зерна смачивающая фаза (нефть) была замещена несмачивающей фазой (воздухом) от первоначального 100% насыщения до остаточного значения. Авторы наблюдали остаточное насыщение фазы смачивания S wr от 7 до 8%. Они также обнаружили, что неоднородности в пористой среде могут приводить к увеличению или уменьшению от 7 до 8%, в зависимости от природы неоднородностей.Chatzis и др. . [13] также сообщил об остаточной несмачивающей фазе (воздушной) насыщенности. S nwr для смещений фазой смачивания (нефть). Они сообщили, что S nwr составляет примерно 14% для рыхлого песка довольно однородного размера. В тестах на песчаных мешках с распределенным размером зерна S nwr выросло в среднем до 16%. Chatzis и др. . [13] также измерили S nwr для пакетов стеклянных шариков, состоящих из слегка консолидированных кластеров стеклянных шариков одного размера, распределенных в неконсолидированных стеклянных шариках другого размера.Они сообщили, что S nwr составляло 11% для кластеров меньших бусинок, окруженных бусинами большего размера. Для бусинок большего размера, окруженных бусинками меньшего размера, значение S nwr увеличилось до 36%. Эти результаты позволяют сделать два общих вывода:

  • Остаточное насыщение фазы смачивания меньше, чем остаточное насыщение несмачивающей фазы
  • Остаточное насыщение несмачивающей фазы намного более чувствительно к неоднородностям в пористой структуре.

Общие выводы о влиянии смачиваемости полезны, но разнообразный набор альтернатив смачивания предполагает осторожность, особенно в системах резервуаров нефть / вода.Этот широкий диапазон возможностей смачивания является препятствием для интерпретации или прогнозирования влияния смачиваемости на конечные значения насыщения. В самом деле, возможны противоречивые результаты для разных пористых сред. Например, Джадхунандан и Морроу [14] сообщают, что остаточная нефтенасыщенность показывает минимальное значение для смешанно-влажных сред по мере того, как смачиваемость изменяется от смачиваемой водой к смачиваемой маслом - в противоположность результатам Bethel and Calhoun, [15] , который сообщил о максимуме для сред с равномерной смачиваемостью.

Критическая газонасыщенность

Критическая газонасыщенность - это такое насыщение, при котором газ сначала становится подвижным во время заводнения в пористом материале, который изначально насыщен нефтью и / или водой. Если, например, критическая газонасыщенность составляет 5%, то газ не течет, пока его насыщение не превысит 5%. Значения S gc находятся в диапазоне от нуля до 20%.

Критическая насыщенность газового конденсата

Интерес к подвижности конденсатов в ретроградных газовых коллекторах возник в 1990-х годах, поскольку было замечено, что конденсаты могут серьезно препятствовать добыче газа в некоторых коллекторах, особенно с низкой проницаемостью.Тенденция увеличения критической насыщенности конденсата с уменьшением проницаемости, как обобщено Барнумом и др. ., [16] воспроизведена на Рис. 10 .

  • Рис. 10 - Критическая конденсатонасыщенность увеличивается с уменьшением проницаемости. [16]

Захваченная или остаточная газонасыщенность

Как показано на Рис. 11 , остаточная газонасыщенность после заводнения зависит от газонасыщенности до заводнения.Отношение Рис. 11 [17] часто называют «отношением захвата». Количество газа, удерживаемого в газовых резервуарах, имеет большое экономическое значение. Например, в газовом резервуаре вторжение в водоносный горизонт приведет к улавливанию некоторой части газа.

  • Рис. 11 - Зависимость от улавливания газа для образца ( k = 313 мД; ϕ = 0,311) из формации Смаковер в Техасе (данные Килана и Пью [17] ).

В литературе можно найти несколько корреляций и сводных данных по остаточной газонасыщенности:

  • Кац и Ли [18] предоставляют сводку остаточной газонасыщенности в графической форме, которая полезна для оценок.
  • Согласно модели, представленной Нааром и Хендерсоном [19] для многофазного потока через породу, захваченный или остаточный газонасыщенность составляет половину его начальной насыщенности; это правило Наара-Хендерсона является простейшей корреляцией для остаточного газа.
  • Agarwal [20] коррелировал большой набор остаточных газонасыщений для консолидированных и рыхлых песчаников, рыхлых песков и известняков.

Диапазоны параметров в корреляциях приведены в Табл. 2 . За пределами этих диапазонов корреляции могут быть ошибочными. Три корреляции Агарвала перечислены ниже:

.................... (1)

................ (2)

.................... (3)

В этих выражениях остаточная газонасыщенность S gr , начальная газонасыщенность S gi и пористость Φ являются дробными величинами, а не процентами. Проницаемость к в миллидарси.

Land [21] предложил следующую форму для оценки насыщенности уловленного газа S gr как функции начальной газонасыщенности S gi :

.................... (4)

Для расчета C необходим ограниченный набор данных, состоящий из максимальной насыщенности захваченного газа S гр, max для S gi = 1- S Wi . Потом,

.................... (5)

Land [22] сообщил, что C = 1,27 для четырех образцов песчаника Berea.

Соотношение остаточной нефти

Остаточная нефтенасыщенность после заводнения или газового заводнения явно важна для добычи нефти.Здесь будет рассмотрена зависимость остаточной нефтенасыщенности от начальной нефтенасыщенности и капиллярного числа для заводнения.

Взаимосвязь между начальной и остаточной нефтенасыщенностью называется отношением улавливания нефти. Для сильно увлажненных пород отношение захвата нефти должно быть идентично взаимосвязи захвата газа. В самом деле, из-за этой аналогии и из-за того, что легче измерить отношения улавливания газа, было измерено мало отношений улавливания нефти.Набор зависимостей отлова нефти, описанный Пикеллом и др. . [23] показаны на Фиг.12 . Отношения улавливания нефти важны для оценки запасов в переходных зонах. В традиционном проектировании коллектора под остаточной нефтенасыщенностью понимается остаточная нефтенасыщенность после вытеснения, которое начинается вблизи максимальной начальной нефтенасыщенности, которая обычно равна единице минус начальная водонасыщенность.

  • Фиг.12 - Зависимость нефтеулавливания для образцов песчаника Дальтон. [23]

В оставшейся части этого раздела зависимость остаточной нефтенасыщенности от капиллярного числа обсуждается для процессов, начинающихся с начальной нефтенасыщенности при максимальном значении: S o = 1– S wi . В литературе этой теме уделяется гораздо больше внимания, чем функциям улавливания нефти. Капиллярное число - это отношение сил вязкости к капиллярным силам.Количественно это представлено различными выражениями, как резюмировал Лейк. [24] Эти выражения получены из отношения падения давления в водной фазе к капиллярному давлению между масляной и водной фазами. Популярное определение капиллярного числа выглядит следующим образом:

.................... (6)

с v , представляющими скорость воды. Капиллярное число невелико (менее 0,00001), когда капиллярные силы доминируют в процессах потока.Пример ниже показывает, насколько маленьким может быть капиллярное число.

По мере того, как капиллярное число для процесса вытеснения нефти увеличивается, остаточная нефтенасыщенность уменьшается, как показано на рис. 13 . Выше «критического капиллярного числа» скорость уменьшения S или будет особенно быстрой. Критическое капиллярное число составляет от 10 –5 до 10 –4 для пористых сред с достаточно однородными размерами пор. С увеличением распределения размеров пор критическое капиллярное число уменьшается, S или при низком N c увеличивается, а область уменьшения S или становится шире.Подробное обсуждение этих отношений доступно в другом месте. [25] King et al. al . [26] предложил методы центрифугирования для измерения этих отношений. Папа и и . [27] коррелировал остаточное фазовое насыщение с измененной формой капиллярного числа, которое было названо «числом захвата». Регулировка параметра в их соотношении соответствует влиянию смачивания на остаточное насыщение.

  • Фиг.13 - Типичное поведение соотношений для мобилизации остаточной нефти (построено по рисункам 3-1 и 3-18 озера [24] ).

Пример 1

Используйте следующие величины, чтобы оценить капиллярное число заводнения по формуле Eq. 6 , где

  • μ w = 1 cp = 0,01 г / см / с
  • v = 1 фут / D = 30,48 см / (24 × 3600 с) = 0,00035 см / с
  • σ ow = 30 дин / см

Следовательно, капиллярное число выглядит следующим образом:

Капиллярные силы действительно доминируют в процессах потока при заводнении.Даже в высокоскоростных областях, таких как вблизи скважины, которая добывает нефть и воду, капиллярное число останется очень маленьким.

Остаточная водонасыщенность

Остаточная или неснижаемая водонасыщенность S wi - это наименьшее водонасыщение, которое может быть достигнуто с помощью процесса вытеснения, и оно зависит от характера процесса - вытеснения газа или вытеснения нефти. Кроме того, S wi варьируется в зависимости от степени вытеснения, которая измеряется объемами пор закачиваемой нефти или газа или временем, отведенным для дренирования.

Чтобы быть более конкретным, результаты Chatzis et al . [13] (обсуждалось выше) может быть расширено, чтобы предложить неснижаемую водонасыщенность от 7 до 9% для смещений в рыхлом песке и стеклянных шариках, которые смочены водой. Кроме того, S wi должно немного увеличиваться с увеличением ширины гранулометрического состава. Значительные изменения в S wi должны происходить, когда небольшие кластеры консолидированной среды с одним размером зерна окружены средой с другим размером зерна:

  • Если зерна кластеров меньше, чем у окружающей среды, S wi увеличивается.
  • Если зерна кластеров больше, чем у окружающей среды, S wi уменьшается.

Насыщенность водой в нефтяном или газовом пласте при открытии называется родовой водонасыщенностью, или S wc . Родственная водонасыщенность и неснижаемая водонасыщенность могут различаться. Если процессы коллектора, которые привели к водонасыщению, могут быть воспроизведены, то S wi для реплицированных процессов должно быть таким же, как S wc . S wc имеет важное значение для его связи с начальной нефте- или газонасыщенностью в коллекторе.

  • Для масляного резервуара: S o = 1– S wc
  • Для газового коллектора S g = 1– S wc

Насыщенность связанной водой также повлияет на начальную относительную проницаемость нефти или газа и, следовательно, на экономическую жизнеспособность месторождения. резервуар.Булнес и Фиттинг [28] пришли к выводу, что известняковые коллекторы с низкой проницаемостью более жизнеспособны, чем песчаниковые коллекторы с такой же проницаемостью, потому что водонасыщенность в известняках ниже, чем в песчаниках; в результате относительная проницаемость для нефти в известняках выше, чем в песчаниках.

Salathiel [29] заметил, что водонасыщенность в тщательно отобранных образцах породы из некоторых нефтяных коллекторов значительно ниже, чем может быть достигнуто, когда порода заводняется, а затем заводится нефтью.Он объяснил этот эффект условием смешанной смачиваемости. Когда пласт впервые был заполнен нефтью, порода была увлажненной, и была получена низкая водонасыщенность. Однако смачиваемость поверхностей породы, которые теперь контактировали с нефтью, изменилась с смачиваемой водой на смачиваемую нефтью, поскольку части углеводородов адсорбировались на твердых поверхностях. Таким образом, когда такая порода заводняется, а затем заводняется нефтью, родственная водонасыщенность не достигается, потому что вода в смоченных нефтью частях породы становится захваченной.

Температура

Влияние температуры на относительную проницаемость было изучено в первую очередь применительно к заводнению пара и сжиганию на месте. Говоря механически, температура может влиять на относительную проницаемость, изменяя IFT между текущими фазами или изменяя смачиваемость пористого материала. IFT между водой и нефтью должен уменьшаться с повышением температуры, но для существенного влияния на относительную проницаемость IFT необходимо уменьшить до 0.1 дин / см 2 или меньше, согласно обсуждениям на других страницах. Такое уменьшение возможно только при очень высоких температурах с легкими маслами. Следовательно, связанное с температурой снижение IFT может повлиять на относительную проницаемость для процессов сжигания на месте, но они не будут важны для типичного заводнения паром.

Влияние температуры на смачиваемость и, следовательно, на относительную проницаемость, более вероятно, будет важным для большинства применений. При повышении температуры смачиваемость может сместиться либо в более влажные, либо в более влажные условия, в зависимости от пластовых флюидов и химического состава пористой среды.

Акин и др. . [30] рассмотрел широкий спектр опубликованных исследований относительной проницаемости тяжелой нефти и воды при различных температурах. Некоторые исследования пришли к выводу, что эти относительные проницаемости не зависят от изменений температуры, в то время как другие исследования пришли к выводу об обратном. В свете предыдущего абзаца эти противоречивые наблюдения в литературе неудивительны. Однако Akin et al . [30] пришел к выводу, что вязкая нестабильность, а не изменение смачиваемости, является причиной большинства зарегистрированных изменений относительной проницаемости с повышением температуры (см. Примечание ниже).С повышением температуры вязкость тяжелой нефти уменьшается, и процесс вытеснения воды / нефти становится более стабильным. Изменяющаяся стабильность смещения (оцененная с помощью выражения Peters and Flock [31] ) вызывает изменение кажущейся относительной проницаемости с температурой. Тем не менее, возможно, что относительные проницаемости действительно изменяются с температурой для некоторых систем. Как Akin et al . [30] пришли к выводу, что необходимо дальнейшее изучение этого вопроса.

Примечание. Вязкая нестабильность возникает в результате вытеснения вязкой (малоподвижной) фазы менее вязкой (высокой) фазой. Фаза высокой подвижности склонна обходить или «перебирать» фазу низкой подвижности. При «вязкой аппликатуре» смещение должно быть 2D или 3D, а не 1D. Одномерные смещения предпочтительны для измерения относительной проницаемости.

Номенклатура

Параметр
С = в функции Land
к = проницаемость, л 2 , мкД
N c = капиллярное число
S г = насыщенность газа
S gi = начальная насыщенность газа
S гр = остаточная насыщенность газа
S o = насыщенность нефти
S w = насыщенность воды
S туалет = критическая насыщенность воды
S wi = неснижаемая или остаточная насыщенность воды
мкм w = вязкость воды, м / л, сП
σ вл = Межфазное натяжение масло / вода, м / т 2 , дин / см
Φ = пористость

Список литературы

  1. 1.0 1,1 Геффен, Т.М., Оуэнс, У.В., Пэрриш, Д.Р. и другие. 1951. Экспериментальное исследование факторов, влияющих на лабораторные измерения относительной проницаемости. J Pet Technol 3 (4): 99-110. SPE-951099-G. http://dx.doi.org/10.2118/951099-G
  2. 2,0 ​​ 2,1 2,2 Браун, Э.М. и Холланд, Р.Ф. 1995. Гистерезис относительной проницаемости: лабораторные измерения и концептуальная модель. SPE Res Eng 10 (3): 222–228. SPE-28615-PA. http://dx.doi.org/10.2118/28615-PA
  3. ↑ Джонс, С.С. и Розелле, В.О. 1978. Графические методы для определения относительной проницаемости из экспериментов по вытеснению. J Pet Technol 30 (5): 807–817. SPE-6045-PA. http://dx.doi.org/10.2118/6045-PA
  4. 4,0 4,1 4,2 Оуэнс, W.W. и Арчер, Д. 1971. Влияние смачиваемости горных пород на отношения относительной проницаемости нефть-вода. J Pet Technol 23 (7): 873-878. SPE-3034-PA. http://dx.doi.org/10.2118/3034-PA
  5. ↑ Морроу, Н.Р., Крам П.Дж., Маккаффери Ф.Г. 1973. Исследования вытеснения в доломите с контролем смачиваемости октановой кислотой. SPE J. 13 (4): 221–232. SPE-3993-PA. http://dx.doi.org/10.2118/3993-PA
  6. ↑ McCaffery, F.G. и Беннион, Д.В. 1974. Влияние смачиваемости на двухфазную относительную проницаемость. Дж. Кан Пет Технол 13 (4). PETSOC-74-04-04. http://dx.doi.org/10.2118/74-04-04
  7. 7,0 7,1 7,2 Treiber, L.E. и Оуэнс, W.W. 1972. Лабораторная оценка смачиваемости пятидесяти нефтедобывающих коллекторов.SPE J. 12 (6): 531–540. SPE-3526-PA. http://dx.doi.org/10.2118/3526-PA
  8. ↑ Schneider, F.N. и Оуэнс, W.W. 1970. Двух- и трехфазные характеристики относительной проницаемости песчаника и карбоната. SPE J. 10 (1): 75-84. SPE-2445-PA. http://dx.doi.org/10.2118/2445-PA
  9. 9,0 9,1 Бардон, К. и Лонжерон, Д.Г. 1980. Влияние очень низких межфазных натяжений на относительную проницаемость. SPE J. 20 (5): 391–401. SPE-7609-PA. http://dx.doi.org/10.2118/7609-PA
  10. 10.0 10,1 Ханифф, М.С. и Али, Дж. К. 1990. Относительная проницаемость и поток жидкости с низким напряжением в газоконденсатных системах. Представлено на Европейской нефтяной конференции, Гаага, Нидерланды, 21-24 октября 1990 г. SPE-20917-MS. http://dx.doi.org/10.2118/20917-MS
  11. ↑ Асар, Х. и Хэнди, Л. Л. 1988. Влияние межфазного натяжения на относительную проницаемость газа / нефти в газоконденсатной системе. SPE Res Eng 3 (1): 257-264. SPE-11740-PA. http://dx.doi.org/10.2118/11740-PA
  12. ↑ Амаэфуле, Дж.О. и Хэнди, Л. Л. 1982. Влияние межфазного натяжения на относительную проницаемость для нефти / воды консолидированной пористой среды. SPE J. 22 (3): 371-381. SPE-9783-PA. http://dx.doi.org/10.2118/9783-PA
  13. 13,0 13,1 13,2 13,3 Хатзис И., Морроу Н.Р. и Лим Х.Т. 1983. Величина и детальная структура остаточной нефтенасыщенности. SPE J. 23 (2): 311–326. SPE-10681-PA. http://dx.doi.org/10.2118/10681-PA
  14. ↑ Джадхунандан, П.П. и Морроу, Н. 1995. Влияние смачиваемости на восстановление заводнения для систем сырая нефть / рассол / горные породы. SPE Form Eval 10 (1): 40–46. SPE-22597-PA. http://dx.doi.org/10.2118/22597-PA
  15. ↑ Вефиль, F.T. и Calhoun, J.C.1953. Капиллярная десатурация в неконсолидированных шариках. J Pet Technol 5 (8): 197-202. SPE-953197-G. http://dx.doi.org/10.2118/953197-G
  16. 16,0 16,1 Барнум, Р.С., Бринкман, Ф.П., Ричардсон, Т.В. и другие. 1995. Поведение газоконденсатного коллектора: снижение продуктивности и извлечения из-за конденсации.Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Даллас, Техас, 22-25 октября 1995 г. SPE-30767-MS. http://dx.doi.org/10.2118/30767-MS
  17. 17,0 17,1 Килан, Д.К. и Пью В.Дж. 1975. Газонасыщенность в ловушках в карбонатных формациях. Журнал Общества инженеров-нефтяников 15 (2): 149-160. SPE-4535-PA. http://dx.doi.org/10.2118/4535-PA
  18. ↑ Кац, Д.Л. и Ли Р. Л. 1990. Natural Gas Engineering, 83–86. Нью-Йорк: McGraw-Hill Publishing Co.
  19. ↑ Наар Дж. И Хендерсон Дж. Х. 1961. Модель впитывания - ее применение к поведению потока и прогнозированию нефтеотдачи. SPE J. 1 (2): 61–70; Пер., AIME, 222. SPE-1550-G. http://dx.doi.org/10.2118/1550-G
  20. ↑ Agarwal, R.G. 1967. Нестационарная работа гидроприводных газовых резервуаров, 46-59. Докторская диссертация, Техасский университет A&M, Колледж-Стейшн, Техас (май 1967 г.).
  21. ↑ Land, C.S.1968. Расчет относительной проницаемости впитывания для двух- и трехфазного потока на основе свойств породы.SPE J. 8 (2): 149–156. SPE-1942-PA. http://dx.doi.org/10.2118/1942-PA
  22. ↑ Land, C.S.1971. Сравнение рассчитанной с экспериментальной впитываемостью относительной проницаемости. SPE J. 11 (4): 419–425. SPE-3360-PA. http://dx.doi.org/10.2118/3360-PA
  23. 23,0 23,1 Пикелл, Дж. Дж., Суонсон, Б. Ф., и Хикман, В. Б. 1966. Применение данных капиллярного давления воздух-ртуть и масло-воздух для изучения структуры пор и распределения жидкости. SPE J. 6 (1): 55–61. SPE-1227-PA.http://dx.doi.org/10.2118/1227-PA
  24. 24,0 24,1 Лейк, L.W. 1989. Повышенная нефтеотдача, 71. Энглвуд Клиффс, Нью-Джерси: Прентис Холл.
  25. ↑ Грин, Д.У. и Уилхайт, Г. 1998. Повышение нефтеотдачи, Vol. 6, 18-27. Ричардсон, Техас: Серия учебников, SPE.
  26. ↑ King, M.J., Falzone, A.J., Cook, W.R. et al. 1986. Одновременное определение кривых остаточного насыщения и капиллярного давления с использованием ультрацентрифуги. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, Луизиана, 5-8 октября 1986 г.SPE-15595-MS. http://dx.doi.org/10.2118/15595-MS
  27. ↑ Поуп, Г.А., Ву, В., Нараянасвами, Г. и др. 2000. Моделирование эффектов относительной проницаемости в газоконденсатных коллекторах с помощью новой модели захвата. SPE Res Eval & Eng 3 (2): 141–178. SPE-62497-PA. http://dx.doi.org/10.2118/62497-PA
  28. ↑ Bulnes, A.C. и R.U. Fitting, J. 1945. Вводное обсуждение продуктивных свойств известняковых пластов. Пер. из AIME 160 (1): 179-201. http://dx.doi.org/10.2118/945179-G
  29. ↑ Салафиэль, Р.А.1973. Добыча нефти дренажем поверхностной пленки в породах со смешанной смачиваемостью. J Pet Technol 25 (10): 1216–1224. SPE-4104-PA. http://dx.doi.org/10.2118/4104-PA
  30. 30,0 30,1 30,2 Акин, С., Кастанье, Л.М., и Бригам, У. 1998. Влияние температуры на относительную проницаемость тяжелой нефти / воды. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, Луизиана, 27-30 сентября 1998 г. SPE-49021-MS. http://dx.doi.org/10.2118/49021-MS
  31. ↑ Питерс, Э.Дж. И Флок, Д.Л. 1981. Начало неустойчивости при двухфазном несмешивающемся перемещении в пористой среде. SPE J. 21 (2). SPE-8371-PA. http://dx.doi.org/10.2118/8371-PA. Также Peters, E.J. и Хатаниар, С. 1987. Влияние нестабильности на кривые относительной проницаемости, полученные методом динамического смещения. SPE Form Eval 2 (4): 469-474. SPE-14713-PA. http://dx.doi.org/10.2118/14713-PA

Интересные статьи в OnePetro

Используйте этот раздел, чтобы перечислить статьи в OnePetro, которые читатель, желающий узнать больше, обязательно должен прочитать

Внешние ссылки

Используйте этот раздел для предоставления ссылок на соответствующие материалы на других веб-сайтах, кроме PetroWiki и OnePetro.

См. Также

PEH: относительная проницаемость и капиллярное давление

Страница чемпионов

Стефан Иглауэр

Категория

.

Как распознать разные типы труб

  1. Дом и сад
  2. Сантехника
  3. Трубы
  4. Как распознать разные типы труб

Чтобы заняться водопроводным проектом своими руками, вам нужно знать, как распознавать разные типы труб. Распознавание различных типов труб в вашем доме имеет жизненно важное значение для знания правильной техники ремонта.

В настоящее время наиболее распространены трубы из меди, ПВХ или АБС-пластика. Однако, имея дело с более старыми домами, вы можете столкнуться с рядом других материалов для труб.Например, в домах, построенных до 1960 года, использовались системы трубопроводов DWV из оцинкованной стали или чугуна.

Вот краткий обзор типов труб, обычно используемых в домах, начиная с труб, используемых для систем DWV.

  • Чугун : Обычно использовался до 1960 года для вертикального слива, вентиляционных труб и иногда горизонтальных сливных линий. Чугун прочен, но со временем может ржаветь. Вызовите профессионального сантехника для замены проржавевших секций пластиковыми (ПВХ или АБС) и правильными переходными фитингами.

  • Пластмасса : Пластиковая труба выпускается из АБС (акрилонитрил-бутадиен-стирол) или ПВХ (поливинилхлорид). С середины 1970 года в большинстве домов есть пластиковые трубы и фитинги, потому что они недороги и просты в использовании. Просто склейте стыки с помощью грунтовки и жидкого цемента.

    • ABS: Эта черная труба была первой пластиковой трубой, которая использовалась в жилищном водопроводе. Сегодня многие области не допускают использование АБС в новых конструкциях, потому что соединения могут расшатываться.Если вы хотите использовать ABS, обратитесь к местному инспектору по сантехнике.

    • PVC: Эта труба белого или кремового цвета чаще всего используется для дренажных линий. Он прочный, неприкосновенный для химикатов и, кажется, работает вечно! Номинал и диаметр выбиты прямо на трубе.

    • ПВХ Schedule 40 достаточно прочен для бытовых канализационных сетей, но сначала проконсультируйтесь с вашим сантехником. Труба из ХПВХ (хлорированного поливинилхлорида) имеет прочность ПВХ, но является термостойкой, что делает ее приемлемой во многих регионах для использования на внутренних линиях подачи.ПВХ сортамента 80 иногда используется для водопровода холодного водоснабжения, но в некоторых регионах это запрещено, так как не подходит для горячего водоснабжения.

      С трубами из АБС или ПВХ можно справиться своими руками, но для чугуна вызовите профессионала.

  • PEX : PEX (сшитый полиэтилен) - новейшая труба для бытового использования. Утвержденный во многих регионах страны, PEX прост в установке, поскольку он легко режется, является гибким и использует компрессионные фитинги.Однако для более прочных соединений требуется специальный инструмент для обжима. PEX в три-четыре раза дороже меди или пластика.

  • Сталь : Стальные оцинкованные трубы распространены в старых домах. Оцинкованная труба прочная, но служит всего около 50 лет. Перед ремонтом подумайте о замене. Обратитесь к профессионалу, чтобы разобраться с этим.

  • Медь : Медная труба устойчива к коррозии, поэтому ее часто используют в линиях водоснабжения.Он стоит дороже пластика, но его хватит! Есть два распространенных типа медных труб:

    • Жесткая медь, бывает трех толщин. Тип M - самый тонкий, но достаточно прочный для большинства домов. Типы L и Тип K более толстые и используются на открытом воздухе и в водостоке. Чтобы резать твердую медь, вам понадобится отрезной круг, труборез или ножовка. Трубы, как правило, связаны с паяных (потовых) фитинги и компрессионные фитинги можно соединить трубу с запорными клапанами.

    • Гибкая медь, часто используется в посудомоечных машинах, холодильниках и других приборах, нуждающихся в водоснабжении. Его легко согнуть, но если он перегибается, необходимо отрезать кусок и заменить его. Отрезки гибкой медной трубы соединяются при помощи пайки или компрессионных фитингов.

      При выборе трубопроводов учитывайте долговечность и затраты.

.

Испытание на проницаемость с переменным напором для грунта - назначение и процедуры

Испытание на проницаемость с переменным напором один из нескольких методов определения проницаемости почвы. это используется для оценки проницаемости значительно меньшей проницаемости предыдущей почвы. Проницаемость мера способности почвы пропускать воду через поры или пустоты.

Проницаемость - один из самых важных свойства грунта, интересующие инженеров-геологов. Это потому, что это влияет скорость осадки насыщенного грунта под нагрузками, конструкция земляной плотины в основном зависит от проницаемости используемого грунта и сильно влияет на устойчивость подпорных конструкций и откосов.Проницаемость почвы также имеет значение для оценки подземной фильтрации и анализа устойчивости земляные сооружения пострадали от фильтрационных сил.

Аппарат

1. Сборка пресс-формы

Форма сборка, включая дренажное основание и дренажную крышку, которые должны соответствовать IS: 11209-1985

2. Уплотняющий молот

3. Комплект стоек

Стеклянная подставка трубы диаметром от 5 до 20 мм, подходящим образом смонтированные на подставке или в противном случае закрепить на стене.

4. Резервуар постоянного напора

A подходит резервуар для воды, способный или подающий воду в пермеаметр при постоянном головка для установки испытания постоянного напора.

4. Прочая аппаратура

Например, IS сита, чаша для смешивания, мерный цилиндр, измерительная шкала, секундомер, проволока 75 микрон манометр, термометр и источник деаэрированной воды.

Почва Подготовка образца

Нарушенная почва Образец

  • Дубль 2.5 кг почвы из тщательно перемешанного материала, высушенного на воздухе или в печи, и оценить его влажность.
  • Снимите воротник формы. Измерьте внутренние размеры формы. Взвесьте форму с пластиной-пустышкой с точностью до грамма.
  • Нанесите немного смазки на внутреннюю часть формы.
  • зажима пресс-форма между опорной пластиной и удлинительным воротником и местом сборки на твердое основании.
  • Поместите образец почвы в форму и уплотните его до требуемой плотности в сухом состоянии с помощью подходящего устройства для уплотнения.
  • Возьмите небольшой образец почвы в емкости для определения содержания воды.
  • Снимите манжету и опорную пластину. Обрежьте лишнюю почву на уровне верхней части формы.
  • Очистите внешнюю поверхность формы и заглушку.
  • Найдите массу почвы в форме.
  • Форма с образцом теперь помещается над пермеаметром. Дренажный и колпачковый диски должны быть пропитаны должным образом.
Рис. 1: Подготовка образца

Образец ненарушенного грунта

  • Обрежьте образец в виде цилиндра диаметром не более 85 см и высотой, равной высоте формы.
  • Поместите образец поверх пористого диска дренажного основания, прикрепленного к форме.
  • Используйте непроницаемый материал, например цементный раствор, чтобы заполнить пространство между формой и образцом.
  • Закрепите дренажный колпачок поверх формы.

Порядок действий

  1. Подсоедините образец к выбранной стояке через верхнее впускное отверстие.
  2. Откройте нижнее выпускное отверстие и запишите временной интервал, необходимый для падения уровня воды от известного начального напора до известного конечного напора, измеренного над центром выпускного отверстия.0,5 до h3.
  3. Временные интервалы должны быть одинаковыми; в противном случае наблюдение следует повторить после повторного заполнения стояка.
Рис. 2: Конфигурации испытаний на проницаемость с переменным напором

Лист данных

Должны быть зарегистрированы следующие значения в паспорте испытания на проницаемость с переменным напором:

Длина образца (L)

Диаметр образца (D)

Объем образца (В)

Содержание воды (Вт)

Диаметр стояка (d)

Площадь стояка (а)

Удельный вес твердых частиц

Стол 1 Типовая таблица для записи наблюдений и расчеты

Sl.№ Наблюдения и расчеты № Испытания
1 2 3
Наблюдение
1 Масса пустой формы с опорной пластиной
2 Масса плесени, почвы и опорной плиты
3 Начальная голова h2
4 Финал голова h3
5 Голова (h2 * h3) ^ 0.От 0,5 до h3
h2 в h3
Расчеты
7 Масса грунта = (2) - (1)
8 Массовый Плотность = масса / объем
9 Сухой плотность ( Pd) = P / (1 + W)
10 Пустота соотношение (e) = ( Pw G) / Pd
11 k = (QL) / (Aht)

Расчеты

При температуре T воды проницаемость kT рассчитывается с использованием следующего выражения:

кТ = ((2.30aL) / (At)) Log 10 (h2 / h3) Уравнение 1

Где

h2: начальный голова

h3: финальная головка

t: временной интервал

а: площадь поперечного сечения стояк для жидкости

A: площадь поперечного сечения образец

L: длина образца.

Результат

Значения проницаемости при температуры T и 27 ° C представлены в виде чисел с единицей измерения - см / с.Штат образца также указывается с точки зрения содержания воды, пустотности и степени насыщенности.

.

Смотрите также