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

Пример. Происходит фильтрация нефти и воды через песок с абсолютной проницаемостью к = 3 мки. Вязкость нефти ц„ = 3, а воды Цв = 1 мПа-с, водонасыщенность среды - 0,65. Определить относительные проницаемости песка для жидкостей и водо-нефтяной фактор.

По графику на рис. 1.4 находим, что относительная проницаемость для нефти при S = 0,65 равна к„ = 0,045; для воды к = 0,33. Фазовые проницаемости составят:

нефти = kik = 0,045-3 = 0,135 мкм«, воды кв = кк - 0,33-3 = 0,99 ики. Водо-нефтяной фактор в процессе течения найдем по закону Дарси:

Следовательно,

0,99-

q„ 0,135 • 1

22.

I SO I 80 и 70 %S0

Движение смеси жидкости и газа

На рис. 1.6 приведены зависимости относительных проницаемостей для воды и газа от насыщенности S жидкостью порового пространства песков с проницаемостью 17,8 мкм*, а на рис. 1.7 - аналогичные зависимости для песчаников и известняков. Из кривых следует, что при наличии в поровом пространстве несцементированных песков и известняков до 20%, а в песчаниках - до 50 % жидкости относительная проницаемость для жидкой фазы будет равна нулю, а относительная проницаемость для газа кг составит для песков и известняков 0,9 и для песчаников 0,98. Иначе говоря, жидкость с увеличением ее содержания в пористой среде вначале почти не влияет на фильтрацию газа. Из этих кривых также следует, что при содержании жидкости в породе от 20 до 50% от объема пор из скважины можно добывать чистый газ. При газонасыщенности песка и песчаника до 10%, а известняка до 30% газ остается неподвижным (кг 0). Но в этом случае сильно ухудшаются условия для фильтрации жидкости - относительная проницаемость снижается до 0,22 для известняков, до 0,7 для песков и до 0,6 для песчаников. Это указывает на отрицательное влияние свободного газа, выделяющегося из нефти в пласте, на условия ее фильтрации. Сопоставление кривых относительных проницаемо-

о 10 20 30 W 50 60 70 80 90100 Водонасыщенность S, %

Рис. 1.6. Зависимость относительной проницаемости песка для газа и жидкости от водонасыщенности S.

стей (рис. 1.8) для пород различных классов показывает их приблизительную идентичность. В зависимости от свойств пород кривые относительных проницаемостей сдвигаются вдоль осей и больше

%00 к 90

4 70

% 10

Ю 20 30 ио 50 60 70 80 90 WO Водонасыщенность S, % а

О Ю 20 30 tO 50 60 70 80X100 Ввдонасьщенность S.U

Рис. 1.7. Зависимость относительных проницаемостей для жидкости и газа от водонасьпценности. а- песчаники; б - известняки и доломиты.

всех сдвигаются вправо кривые для песчаников. Это связано с наличием значительного количества в породах зтого типа тонких пор, заполненных водой, через которые газ не фильтруется. По этой же причине фильтрация воды через песчаники (для которых составлены кривые относительных проницаемостей, приведенные на рис. 1.7 и 1.8) начинается лишь при высоком содержании воды в породе (около 50- 55%). В связи с большим влиянием на кривые относительной проницаемости распределения пор по размерам направление и величина сдвига кривых для различных песчаников может быть неодинаковой.

Из сказанного следует, что для промысловых расчетов необходимо пользоваться кривыми относительных проницаемостей, построенными для пород и пластовых жидкостей рассматриваемого месторождения. Однако необходимо учитывать, что в связи с чрезвычайно сложным характером механизма фильтрации в пористой среде нескольких фаз одновременно при лабораторных методах оценки

Рис.

*о ео 80 joos,% Относительное распо-

го 1.8.

ложение кривых зависвиостн относительных проницаеиостей от водонасыщенности пор жидкостью.

J - песков; Л - песчаников; II/ - известняков с доломитами.

относительных проницаемостей получают значительный разброс точек. Это затрудняет учет влияния различных факторов на относительную проницаемость. Кроме того, имеющихся данных недостаточно, чтобы установить зависимость проницаемости от насыщенности для всех встречающихся видов пород. Поэтому в приближенных расчетах часто применяют приведенные выше кривые относительных проницаемостей для различных пород от их насыщенности независимо от конкретных свойств пород рассматриваемого месторождения. При этом полагают, что кривые для пород одного и того же класса приблизительно одинаковые п характеризуются в основном лишь степенью пасыщешсостп породы различными фазами.

Движение caiecii нефтн, воды и газа в пористой среде

Экспериментально изучался поток при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа. Опытами установлено, что в зависимости от объемного насыщения порового пространства раз-

Газ Ш%

не/рть

100 "к

90 80 70 60 SO 0 30 20 Водонасыщенность, %

/О О

Рис. 1.9. Области распространения одно-, двух- и трехфазного потоков.

личными компонентами возможно одно-, двух- и трехфазное движение. Результаты опытов обычно изображают в виде треугольных диаграмм (рис. 1.9). На этом графике нанесены кривые, соединяющие точки с одинаковым содержанием соответствующей компоненты смеси в потоке. Кривая 1 соединяет точки, в которых содержание воды в потоке равно 5%. Кривая 2 - с содержанием в потоке 5% нефти и кривая 3 - с содержанием в потоке 5% газа. Вершины треугольника отвечают 100%-ному насыщению породы одной из