Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 [ 3 ] 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100

Полагая, что процесс расширения газа при фильтрации через образец происходит изотермически и используя закон Бойля - Мариотта, получим

Г) 2(?оРо

где Qo - расход газа при атмосферном давлении рд.

Тогда формула для определения проницаемости пород по газу запишется в виде

(Pl-PI)F -f

Единицы измерения проницаемости

В Международной системе единиц величины, входящие в формулу проницаемости, имеют размерности

[Z] = m; [Л = м2; [<?]=mVc;

[р] = Н/м [[i]* = H.c/m

Следовательно,

[к]=--Щ-=.и\ (1.10)

При Z = 1 м; = 1 м2; (? = 1 м/с; р = 1 Н/м« и = IH-c/m получим значение коэффициента проницаемости к - i ы.

Таким образом, в Международной системе (СИ) за единицу проницаемости в 1 м принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м, длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па • с составляет 1 м/с

Физический смысл размерности к (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует величину площади сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация.

Для оценки проницаемости на практике обычно пользуются единицей Дарси, которая приблизительно в 10 раз меньше, чем проницаемость в 1 м.

За единицу проницаемости в 1 Дарси (1 Д) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см и длиной 1 см при перепаде давления в 1 кгс/см* расход жидкостд вязкостью 1 сП (сантипуаз) составляет 1 см*/с. Величина, равная 0,001 Д, называется миллидарси (мД). Учитывая, qTO 1 кгс/см 10 H/м 1 см* = Ю"« м», 1 см =

* 1 Н • с/м2 = 1 Па • с; 1 сП = 1 мПа • с.

1 сП = 10 * Н • с/м, получим следующее соотношение

Д- -lO-M-lMKM. (Ml).

Проницаемость пород нефтяных и газовых пластов изменяется от нескольких миллидарси до 2-3 Д и редко бывает выше.

Как уже отмечалось, формула (1.6) соответствует закону Дарси при линейном (плоскопараллельном) потоке. Иногда необходимо определять проницаемость образцов при радиальной фильтрации жидкости п газа, т. е. как бы при воспроизведении условий притока пх в скважину. В этом случае образец породы имеет вид цилиндрического кольца с осевым отверстием - «скважиной». Фильтрация жидкости или газа в нем происходит в радиальном направлении от наружной поверхности к внутренней. Тогда проницаемость пород по данным опыта определяют по следующим формулам.

При фильтрации жидкости

(1ж<?ж1п-

При фильтрации газа

2nh{p„-p) nh{pl-pl) • -

Здесь [1.11 - вязкость жидкости и газа; - расход жидкости; <?г Qr - расход газа при атмосферном и среднем давлении в образце;

г„ и Гв - наружный и внутренний радиусы кольца; Рн II Рв - давление у наружной и внутренней поверхности кольцевого образца; h - высота цилиндра.

§ 5. ФАЗОВАЯ И ОТНОСИТЕЛЬНАЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД

В породах нефтяных и газовых месторождений одновременно присутствуют две или три фазы. При фильтрации проницаемость породы для одной какой-либо фазы меньше ее абсолютной проницаемости.

Исследования показывают, что фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, физических и физико-химических свойств жидкостей и пористых сред.

* Болое точно 1 зчгс/см2 = 98066,5 Н/м2 = 98066,5 Па. Тогда 1 Д = = 1,02 • 10"12 м2.

** Вывод формул (1.12) см. в учебниках подземной гидравлики.

Если часть пор занята какой-либо фазой, то ясно, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше. Величина фазовой проницаемости определяется главным образом степенью насыщенности пор разными фазами.

В условиях реальных пластов возникают различные виды многофазных потоков - движение смеси нефти и воды, фильтрация газированной жидкости или трехфазный поток нефти, воды и газа одновременно. Каждый из зтих потоков изучен экспериментально. Результаты исследований обычно изображают в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от степени насыщенности порового

пространства различными фазами (как основного фактора, определяющего значение относительной проницаемости). Эти зависимости широко используются в теории и практике разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Простейший их анализ позволяет сделать важные выводы о закономерностях притока нефти, воды и газа в скважины. Они используются при определении дебитов скважин, прогнозировании поведения пласта и режима работы скважин по мере эксплуатации залежи, при проектировании процесса разработки месторождений и решении многих технологических задач эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Рассмотрим вначале графики двухфазного потока.

Движение смеси нефти и в о д ы. На рис. 1.4 приведена зависимость относительной проницаемости песка для нефти и воды от насыщенности S порового пространства водой

О о.г 0,4 0,6 0,8 1,0

Водонасыщенность S

о • о

Рис. 1.4. Зависимость относительных проницаемостей от насыщенности водой порового пространства. Поверхностное натяжение жидкостей. 1 - 34 мН/м; 2 - 5 мН/м.

где кв ъ фазовые проницаемости для воды и нефти; к - абсолютная проницаемость. Если в несцементированном песке содержится 20% воды, относительная проницаемость для нее все еще остается равной нулю (т. е. вода является неподвижной фазой). Это связано с тем, что при небольшой водонасыщенности вода удерживается в мелких и тупиковых порах, в узких местах контактов зерен, не участвующих в фильтрации жидкостей, а также в виде неподвижных местных пленок и микрокапель располагается на поверхности породы. В некоторой части пор она все же содержится и поэтому фазовая проницаемость по нефти вскоре после начала увеличения водонасыщенности быстро уменьшается и в присутствии 30% связанной воды относительная проницаемость для нефти снижается уже в два раза. Из