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 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

компонентной системы справедлив закон Амага, при смешении псевдокомпонентов в любых пропорциях сохраняется суммарный объем смеси.

Через С, (/ = 1, 2, 3) будем обозначать объемные концентрации компонентов. Компонентный состав смеси определяется двумя концентрациями, например С, и С, поскольку С,+ С2 + Сз= 1. На плоскости (С3, точки, соответствующие всем возможным значениям концентраций компонентов в смесях, заполняют равносторонний прямоугольный треугольник С,, Сз, Сз (рис. 2.16). Бинодаль делит этот треугольник на однофазную и двухфазную области.

Если точка (С3, С), соответствующая компонентному составу смеси, лежит выше бинодали, то смесь находится в однофазном гомогенном состоянии. На рис. 2.16, а точка А, соответствующая ШФЛУ в оторочке, и точка Е, соответствующая газу, проталкивающему оторочку по пласту, находятся в однофазной области. Если точка (С3, Q), соответствующая компонентному составу смеси, лежит ниже бинодали, то смесь находится в двухфазном состоянии. На рис. 2.16, а двухфазной газоконденсатной смеси истощенной до 10 МПа Вуктыльской залежи соответствует точка В. Точки М и N определяют компонентные составы газовой и жидкой фаз. Из условия, что объемная концентрация С каждого компонента в фазах взята с

весами, равными их насыщенностям, следует, что точки М, N и В лежат на одной прямой - ноде. Вся двухфазная область треугольника С,, Сз, Сз покрыта нодами, соединяющими "равновесные пары" точек Af и N - компонентные составы жидкой и газовой фаз, находящихся в условиях термодинамического равновесия.

Каждая нода может быть задана концентрацией любого компонента в одной из фаз. Будем задавать ноду концентрацией С второго компонента в газовой фазе. Величина С определяет положение точки на бинодали. Через а(С) и Р(С) обозначим соответственно тангенс угла наклона ноды абсцисс и ординату точки пересечения ноды с осью С3.

Математическая модель фильтрации трехкомпонентной углеводородной системы в пористой среде является обобщением модели Бак-лея - Леверетта фильтрации нефти и воды. Аналогично функции Бак-лея - Леверетта вводим функцию U3 = и (Сз, С), равную объемной

Рис. 2.16. Фазовая диаграмма (а) вуктыльской газоконденсатной смеси и фазовая плоскость [б] системы уравнений движения

пресной воды с некоторыми минералами с их разрушением или набуханием глинистых составляющих и закрытием за счет этого фильтрационных каналов, а также вследствие переотложения солей кальция, магния, железа и выпадения их из высокоминерализованных вод. К физико-химической группе причин ухудшения проницаемости ПЗП относятся: увеличение водонасыщенности и образование "блокирующей" преграды фильтрации нефти и газа за счет разницы поверхностных натяжений с пластовыми флюидами; возникновение капиллярного давления, которое появляется при проникновении фильтрата в породу. Основной термохимической причиной ухудшения проницаемости у забоя скважин в газоконденсатных пластах является отложение парафина на скелете породы.

Степень поражения призабойной зоны пласта зависит от размеров зон кольматации и проникновения промывочной жидкости и состояния в них коллектора. Процесс фильтрации промывочной жидкости и размеры зон кольматации и проникновения, в свою очередь, определяются прежде всего состоянием и свойствами глинистой корки. От скорости фильтрации через нее зависят размеры и водонасыщение зоны проникновения, от фильтрующей способности - параметры и режимы образования зоны кольматации.

Глинистая корка

Глинистая корка образуется в результате разделения твердой и жидкой фаз промывочной жидкости в процессе ее фильтрации. Формирование глинистой корки протекает, в зависимости от соотношения характерных размеров частиц и размеров пор, с преобладанием проникновения твердых частиц в поры коллектора или без заметного их проникновения. В первом случае наряду с зоной глинистой корки образуется зона кольматации. Во втором случае формируется только глинистая корка. Размеры глинистой корки колеблются от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров.

Проблема образования и переформирования глинистых корок широко исследовалась как теоретически, так и экспериментально многими авторами. Согласно существующим представлениям, глинистые корки являются сложной многокомпонентной системой, состоящей в общем случае из твердых частиц различной природы, формы и размеров, жидкой фазы разного состава и пузырьков газа. Физические свойства глинистых корок претерпевают существенные изменения при изменении технологических условий их образования.

Плотность корки может меняться по различным законам, возрастая по направлению фильтрации. Многие исследователи отмечают изменения пористости, прочности, напряжения на сдвиг и других технологических показателей по толщине корки. Типичные буровые растворы формируют корку с характерной ячеистой структурой. При этом исходный необработанный буровой раствор образует корку, в которой частицы ориентированы по направлению фильтрации, а внутрипоровое пространство характеризуется высокой степенью однородности с преобладанием в структуре скелета корки частиц определенного размера. Микроструктура глинистой корки существенным образом зависит от химической обработки исходной промывочной жидкости. Добавками к исходному раствору различных химических реагентов можно добиться укрупнения частиц в агрегаты с увеличением их размеров и усложнением структуры внутрипорового прост-

Рис. 2.17. Распределение объемных концентраций тяжелого (сплошная линия) и промежуточного (пунктирная линия) псевдокомпоиентов по пласту а ходе вытеснения

1.0 x

Здесь Q - отношение объема оторочки ШФЛУ к поровому объему шшста (участка шаста).

На рис. 2.17 приведена структура зоны вытеснения, дан профиль распределения концентраций третьего и второго компонентов по пласту в некоторый момент после окончания закачки оторочки. Ось х = О соответствует нагнетательным скважинам, ось х = \ - добывающим. Область В соответствует невозмущенной зоне [формула (2.8)]. Вслед за газом пластового состава В на добывающие скважины поступает конденсатный вал, компонентный состав которого соответствует точке F. На рис. 2.17 зона движения этого вала также обозначена через F, она описывается формулой (2.8). Вслед за ШФЛУ (см. рис. 2.17, зона А) за оторочкой приходит проталкивающий газ (зона Е, формула (2.6)).

Полученная на основе анализа точного решения структура зоны вытеснения подтверждает результаты лабораторных экспериментов. За счет перехода промежуточных углеводородов из нагнетаемой фазы в жидкую увеличивается насыщенность жидкой фазы выше предела ее подвижности. Подвижная жидкая фаза выносится в фильтрационном потоке к добывающим скважинам в конденсатном валу, который формируется перед оторочкой ШФЛУ. В пористой среде за конденсатным валом третий псевдокомпонент отсутствует. Это соответствует полному вытеснению конденсата оторочкой ШФЛУ.

Характерные зоны на плоскости (х, () разделены фронтами, которые движутся с постоянными скоростями. В данном случае х и f - координаты объемов. Скорость - это поровый объем, проходимый за время закачки единичного объема газа. Скоростям фронтов и компонентным составам в характерных зонах (2.6) - (2.9) можно дать геометрическую интерпретацию (см. рис. 2.16, б). Поскольку в оторочке и в проталкивающем газе тяжелый компонент отсутствует, точкам А и Я на плоскости (Cj, U) соответствует начало координат С,. Проведем через эту точку прямую = С3 до пересечения с кривой (Q). Точка пересечения F определит компонентный состав конденсатогазового вала. Тангенс угла наклона прямой равен скорости фронта оторочки (2.7) и скорости тыла оторочки (2.8) - единице. Соединим точки F и В. Тангенс угла наклона отрезка FB равен скорости конденсатного вала D.