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

Таблица 3.3

Состав модельных углеводородных смесей

Таблица 3.4

Свойства фракций, моделирующих углеводороды

*ж = ((5ж-5жо)/(1-5жо))-= О

при 5 > 50. при 5 < 5жо,

К = О

(3.32)

при S, > Srt), при S, < Srt).

При этом учитывалось влияние поверхностного натяжения между фазами на фазовые проницаемости коллектора через зависимости критической насыщенности коллектора жидкостью и газом от поверхностного натяжения:

5жо = а„о/(о-ЬЬ„); = l-So/3,

где о - поверхностное натяжение (мН/м); а„, Ь„ - коэффициенты.

Показатели степени и пересчитывались в виде = Cj-fdSo и Qr = Cr-fdrt)- Значения параметров в зависимостях фазовых проницаемостей принимались следующими: с = 1; = 5,7; = I; d = 5,7; = 1; Ьд = 7,4. Капиллярное давление в данной серии расчетов не учитывалось.

Исследовался процесс накопления ретроградного конденсата в призабойной зоне скважины при понижении пластового давления в интервале от 30 до 10 МПа. Депрессии на забое в расчетах задавались в пределах от 0,5 до 1,1 МПа. Максимальные размеры зоны динамического накопления конденсата при этом составляли до 15 -20 м при максимальных значениях насыщенности до 40 - 47 % (см. рис. 3.14).

Значительно большие размеры зоны накопления указываются в работах W. Boom, L. Wit, A.M. Schulte, S. Oedal, J.P.W. Zeelenberg, J.G. Maas. По их данным, как видно из рис. 3.15, радиус зоны повышенной насыщенности может составлять до 100 м и более. Расчеты в данной работе выполняла, используя многокомпонентный пластовый симулятор, исследовательская группа компании "Shell". Рассматривался приток газоконденсатной смеси к одиночной скважине с численным решением на мелкой пространственной сетке. Следует отметить, что значительные размеры зоны с повышенным накоплением углеводородной жидкости были получены также А.В. Назаровым при определении условий работы скважин ряда газоконденсатных месторождений Республики Коми. Отличительной чертой его исследований явилось использование трехфазной трехкомпонентной (газ - углеводородная жидкость -вода) модели фильтрации, в которой не учитывались все особенности массообменных процессов, присущих газоконденсатной системе и более пригодной для изучения течения летучих нефтей.

Широкий диапазон изменения во времени для одной и той же скважины радиуса зоны накопления конденсата и значений насыщенности в ней указывается в работе R. Raghavan и J.R. Jones.

В качестве примера на рис. 3.17 показана динамика насыщенности

0,4 0,3 0,2 0,1

R, м

Рис. 3.15. Профиль насыщенности конденсатом призабойной зоны скважины (по данным W. Boom с соавторами).

Сплошная линия - с учетом зависимости фазовых проницаемостей от капиллярного числа; пунктир - без учета этой зависимости

Дебшп, тыс. м-/сут 800

Время, годы

Рис. 3.16. Расчетное изменение во времени дебита газоконденсатной скважины (по данным W. Boom с соавторами).

/ - по газу, 2 - по конденсату. Толстые линии - с учетом зависимости фазовых проницаемостей от капиллярного числа; тонкие линии - без учета этой зависимости

0,1 -

Рис. 3.17. Расчетное изменение во времени профиля насыщенности конденсатом призабойной зоны скважины (по данным R. Ragbaven и J.R. Jones):

Л = 6 м, А = 0,05 мкм 5 = 0

коллектора конденсатом у забоя скважины, полученная в расчетах этих исследователей. Расчеты выполнялись для случая фильтрации в элементе пласта радиусом 300 м с непроницаемыми границами, в котором работает скважина с дебитом 141,5 тыс. MVcyr. Толщина пласта задавалась равной 6 м, коэффициент проницаемости - 0,05 мкм. Согласно выполненным