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 ] 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238

Особо поучительна кривая изменения во времени пасыщенпости Sk жидкостью порой пространства (см. рис. 98). Она показывает, что с течением времени пасыщенпость жидкостью порового пространства уменьгаается незначительно. При снижении пластового давления (рк) со 100 до 1,7 ата, или на 98, 3%, величина насыгценпости Sk уменьгаается от 1 до 0,67, или всего на 33%. Таким образом, режим растворенного газа характеризуется весьма малой нефтеотдачей. Даже в самых благоприятных условиях рассматриваемого примера (высокопроницаемые несцементировапные пески, вязкость жидкости = 1 сантипуаз) можно рассчитывать на извлечение на поверхность пе более 33% содержагцейся в пласте жидкости. В сцемептировапных песках и при больгаей вязкости жидкости величина нефтеотдачи будет гораздо меньгае. Это заключение полностью совпадает с данными наблюдений за разработкой нефтяных месторождений в условиях режима растворенного газа и указывает па настоятельную необходимость применения методов поддержания пластового давления при разработке нефтяных залежей с режимом растворенного газа.

2. Неустановившаяся радиальная фильтрация газированной жидкости при постоянном давлении на скважинах

По мере разработки нефтяной залежи давления в пласте и на забое скважип постепепно снижаются и, наконец, наступает момент, когда давление на скважинах рс достигает некоторого минимального значения, уменьгаепие которого нежелательно с точки зрения техники подъема нефти па поверхность (необходимость сохранения оптимального погружения в жидкость подъемных труб в случае компрессорной эксплуатации и обеспечения нужного погружения насосных труб при глубокопасосной эксплуатации).

Следовательно, независимо от предгаествуюгцих условий отбора в течение оставгаегося периода времени разработки нефтяной залежи отбор жидкости и газа производится при сохранении постоянного давления на скважинах. Поэтому регаение задачи, сформулированной в заглавии настоягцего параграфа, имеет не только теоретический, по и практический интерес.

Основные уравнения для регаения задачи о неустановивгаейся радиальной фильтрации газировапной жидкости при сохранении постоянного давления на скважине те же, что и в предыдугцем случае. Только условие отбора (48, XIII) заменяется условием (49, XII): рс = const.

солютные величины депрессии будут примерно во столько раз больше, во сколько раз вязкость нефти больше вязкости рассматриваемой в примере жидкости.

Данные о величине нефтеотдачи при значениях о; = О, 005 и 0,001 [величина определяется формулой (13, XIII)] приведены в статье К. А. Царевича [181

Таким образом имеем:

2) дж = -О

3) = const;

4) р = p{S), 5)Г= оРк[С(к) + с.];

(46, XIII)

(45, XIII)

(49, XIII)

(43, XIII)

(40, XIII)

(57, XIII)

где величина безразмерного времени г дается уравнением (56, XIII).

При регаении конкретных примеров вычисления производятся в следуюгцем порядке.

По данным первых скважин дэлжны быть известны начальные значения дебита жидкости Qh. ж, газового фактора Гн, контурного давления Рн. к и забойного давления р. Последнее в дальнейгаем остается неизменным. По формуле (43, XIII) находим значения насыгценности жидкостью порового пространства на контуре Sh. к-

Задаемся значением насыгценности Sk = S < Sh. к и определяем по формуле (43, XIII) соответствуюгцее значение контурного давления р.

По формуле (40, XII) находим значение газового фактора Г, отве-чаюгцее Sk = Рк-

Зная величину газового фактора Г, определяем по формулам (15, XIII) и (19, XIII) значения постоянной и р*. Находим величину

Но кривой (см. рис. 90) Я* = Н(р) или по соответствуюгцим таблицам определяем значения В.\ н В.\., отвечаюгцие значениям р\

и р:, = Hls! и я = Hls!.

Но формуле (46, XIII) находим значение дебита жидкости: = = А{Н - Н). Дебит газа Qr = Яж- Затем задаемся новым значением насыгценности на контуре S < S и повторяем вычисления в указанном выгае порядке и т. д.

Функция Рк = Рк(*5к) задается в виде графика или таблицы.

Далее, используя уравнения (57, XIII) и (56, XIII), аналогично предыдугцему случаю определяем значения времени t, соответствуюгцие различным величинам насыгценпости S и полученным значениям

к. А. Царевичем построены вспомогательные графики и таблицы, весьма уирогцаюгцие выполнение подобных вычислений.

5. Движение смеси нефти и воды в пористой

среде

Изучение фильтрации смеси нефти и воды, являюгцейся так же как и газированная нефть, неоднородной жидкостью, представляет сугце-ственпый интерес. Движение смеси нефти и воды в пористых пластах имеет место при вытеснении нефти контурной водой (когда вода продвигается в области, первоначально занятой нефтью), при проведении искусственного заводнения пластов, при эксплуатации пластов, содер-жагцих подогавепную воду, а также, когда пласт содержит связанную воду.

Изучение фильтрации смеси нефти и воды до настоягцего времени производилось лигаь экспериментальным путем.

На рис. 100 приведены полученные в результате эксперименталь-

ных работ кривые к = k{S) и /с = k{S); к = , к = , к - проницаемость песка для однородной жидкости. По оси ординат отложены значения А: и А: в процентах. По оси абсцисс отложены значения пасыгцепности водой норового пространства в процентах. Нетрудно убедиться, что характер этих кривых одинаков с кривыми, полученными при движении газировапной жидкости в песцементированпых песках (см. кривую рис. 83).

Нри наличии в несцементировапном песке 30% воды [S = 30%) эффективная проницаемость для воды равна нулю и, следовательно, вода является неиодвижпой (связанной). Присутствие 30% связанной воды в два раза снижает фазовую проницаемость для нефти. Нри во-допасыгцепности песка S = 80% фазовая проницаемость для нефти

равна нулю. Это означает, что ири вытеснении нефти водой из несце-мептировапных песков остаточная нефтенасыгцепность составляет пе менее 20%. В сцементированных песках (песчаниках) эта цифра будет, видимо, егце больгае. На основании этих данных можно сделать заключение о величине нефтеотдачи при водопапорпом режиме и при проведении заводнения пластов. Очевидно, величина нефтеотдачи в указанных условиях составляет менее 80%.