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

личине jjj • Этой разности давлений противостоят капиллярные силы, величина которых иропорциональпа давлению вытеснения тг. Част-

ное от деления давления вытеснения тг на величину jjj пропорциональную разности давлений, приходящейся на один пузырек, дает параметр OL -

, представляющий собой величину, пропорциональную

давлению вытеснения, приходящемуся па один пузырек нефти. Таким образом, параметр а характеризует сопротивление фильтрации нефти и воды, обусловленное физико-химическими свойствами системы.

Так как фазовая проницаемость определяется именно той частью пузырьков, которая продвигается в поровых каналах, ибо величина к вычисляется из уравнений, выражающих линейный закон фильтрации, то можно полагать, что фазовая проницаемость есть функция параметра а. Однако функция эта неоднозначна, так как известно, что величины и являются также функцией водопасыщенпости S.

На рис. 104 показаны кривые к = k{S) и /с = k{S), отвечающие различным значениям параметра а. Эти кривые подтверждают зависимость фазовых проницаемостей не только от насыщенности водой порового пространства, по и от физико-химических свойств жидкостей и газов.

Резюмируя результаты экспериментальных исследований фильтрации смеси нефти и воды, можно сделать следующие выводы.

Фазовая проницаемость песцементированпых песков для нефте-во-дяной смеси существенно не зависит от вязкости каждой фазы, зависит от размеров и формы поровых каналов, от величины параметра а (т. е.,

в частности, от давления вытеснения тг и градиента давления

) и па-

сыщенпости S водой порового пространства.

При нефтенасыщенности песка, равной 20%, фазовая проницаемость для нефти равна нулю. Следовательно, при вытеснении нефти водой величина нефтеотдачи равна менее 80%.

Наличие в пласте до 20% неподвижной нефти снижает в 2 раза фазовую проницаемость для воды, что следует учитывать при регаении задач о иродвижепии контуров водоносности в нефтяных месторождениях с водонапорным режимом.

Нри наличии в порах несцемептировапных песков до 30% воды скважины могут давать чистую нефть. Это обстоятельство необходимо иметь в виду при подсчете запасов нефти объемным способом и оценке величины проницаемости пластов на основе лабораторных исследований просугаепных и экстрагированных образцов песка. Нз изложенных

ВО 70

$0 20 W О

о Ю 20 30 iO 50 60 70 80 90 100

S./o

Рис. 104. Влияние параметра а

проницаемостей к-

И kL

тгЛЬ DAp

на кривые зависимости фазовых

к " к

странства несцементированных песков (к = 1, 75 д).

от водонасыщенности S порового про-

выше результатов опытов ясно, что определенная таким образом проницаемость пласта будет (при наличии 30% связанной воды) примерно в два раза больше истиной фазовой нроницаемости к.

При поступлении из скважин водо-нефтяной смесн можно добиться повышения процента нефти в смесн путем обработки призабойной

зоны пласта веш,ествамн, понижаюш,имн отношение вязкостен llq = у-

и понижаюш,имн силы поверхностного натяжения.

На основе проведенных экспериментальных работ считают крайне нежелательной эксплуатацию нефтяных залежей (содержагцих, кроме нефти, воду) при градиентах давления в пласте больше О, 68 ат/м, так как в этом случае количество воды в дебите скважин будет велико.

Вероятный механизм фильтрации нефте-водяной смеси может быть представлен в следуюгцем виде. Большая часть нефти движется но более крупным порам, причем каждый такой поровой капал, по-видимому, полностью заполнен нефтью (исключая случай очень низкого насыгцения нефтью, когда она может двигаться в виде отдельных пузырьков). Вода фильтруется по каналам, не занятым нефтью, и в виде непрерывных пленок вокруг песчинок.

6. Движение смеси нефти, воды и газа в пористой

среде

В § 2, 3, 4 и 5 мы рассмотрели движение смеси жидкости и газа и смеси нефти и воды в пористой среде. В настоягцее время больгаинство исследователей полагает, что каждая песчинка слагаюгцей пласт породы обычно окружена пленкой связанной воды и, следовательно, при движении газировапной нефти в пластах имеются три фазы компонента - нефть, газ и вода. В связи с этим представляет больпюй интерес исследование фильтрации смеси нефти, воды и газа. Методика

проведения этих опытов в

в основном та же, что и в изложенных 5 исследованиях фильтрации смеси нефти и воды. В качестве жидкостей и газа при проведении опытов использовались керосин и смесь керосина и моторного масла, которые мы будем в дальнейгаем называть «нефтью», вода (0,25 N раствора поваренной соли) и азот. Удельные веса воды, керосина и смеси керосина и масла составляли соответственно 1010, 800 и 853 кг/м, вязкости их ири 25° С соответственно были равны 0,9, 1,67 и 18,2 сантипуаз. Вязкость азота составляла 0,018 сантипуаз, растворимость его в воде при 25° С и 760 мм рт. ст. равнялась О, 0152 см/см ат, в керосине - 0,12 см/см ат и в смеси керосина с маслом - 0,087 см/см ат. Поверхностное натяжение нефти составляло 27,8 дин/см (керосин) и 30 дин/см (керосин + масло). Межфазное натяжение па поверхности вода-нефть равнялось 31,2 дин/см (керосин) и 20,0 дин/см (керосин + масло).

Пористая среда была представлена несцементированным песком пористостью 41-44%. Нроницаемость «пласта» в различных опытах изменялась в пределах 5,5-7,0 д и только в трех опытах (из обгцего количества опытов равного 106) равнялось 16,2 д. Количество отверстий на 1 кв. дюйм сита, сквозь которые просевался песок, составляло 100-200, за исключением указанных трех опытов, где опо было равно 80-100.

Нри проведении опытов результаты всех измерений фиксировались после того, как движение смеси становилось установивгаимся. На основании данных каждого опыта определялись насыгценпость порового пространства каждой из фаз смеси, содержание каждой из фаз в обгцем объемном расходе смеси и фазовые проницаемости пористой среды для каждой из фаз смеси. Вычисление значений фазовых проницаемостей для нефти /Сн и воды производилось по формулам, приведенным в § 5. Фазовая проницаемость для газа к определялась из уравнения (6, XIII) (см. § 2 настоягцей главы).