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

жет содержаться от 20 до 50% неподвижной жидкости (связанной воды или нефти). Это обстоятельство необходимо иметь в виду, в частности, при подсчете запасов газа в месторождениях природного газа, а также при разработке нефтяных месторождений в условиях режима газовой гаапки. Если эксплуатация нефтяных месторождений будет сопровождаться интенсивным отбором газа из газовой гаапки, приводя-гцим к значительному снижению давления в ней, то возможно движение нефти в занимаемую газовой гаапкой часть пласта. В этом случае больгаие количества нефти, занимаюгцие не менее 20-50% объема порового пространства, останутся неизвлеченными вследствие того, что при указанных значениях насыгценности S фазовая проницаемость для жидкости равна нулю.

При содержании в порах песка и песчаника до 20% газа, а в порах известняка до 30% газа фазовая про-

ницаемость для газа мала (

для песков и песчаников.

20 0 60 80

fOOS,

Рис. 86. Сопоставление кривых зависимости фазовых проницаемостей от насыщенности жидкостью порового пространства несцементированных несков, песчаников и известняков доломитов. Сплошные линии относятся к несцементированным пескам, пунктирные - к известнякам, штрих-пунктирные - к песчаникам.

= О для известняков), т.е. газ почти целиком остается в порах, но в отличие от жидкости он сильно мегаает фильтрации жидкости, снижая относительную проницаемость к до ~ 60% для известняков, до 48% для несцементированных песков и до 18 для песчаников. Это указывает на отрицательные черты эксплуатации нефтяных месторождений при режиме растворенного газа, поскольку характерное для этого режима наличие в поровом пространстве пласта пузырьков окклюдированного газа приводит к указанному чрезвычайно резкому уменыаению фазовой проницаемости пласта для нефти. Чтобы не допустить значительного снижения фазовой проницаемости для жидкости, разработку таких нефтяных месторождений следует вести при поддержании пластового давления путем закачки газа в сводовую часть залежи или применения законтурного заводнения.

В точках пересечения кривых фазовых проницаемостей для жид-

кости и газа

ку = кг = 10% от к, к

кук = К = 15% от к, к

кук = кг = 18% от /с, к песков.

Если бы верхняя часть пласта была занята целиком газом, а в нижней части пласта фильтровалась только нефть, то сум-

20% от к для песчаников; 30% от к для известняков; 36% от к для несцементированных

кук Н~ к

всегда была бы равна еди-

нице (или 100%) и кривые на рис. 86 выродились бы в диагонали квадрата. Отклонение кривых к и от диагоналей показывает, что механизм фильтрации газированной жидкости коренным образом отличается от механизма движения однородных жидкостей.

На графике (рис. 87), построенном на основе кривых рис. 83, нока-

зана зависимость отногаепия

насыгценности S. Разделив расход газа Qr на расход жидкости (Эж [см. уравнения (6, XIII)], получим газовый фактор при давлении р в каждой секции пласта. Обозначим

G{S)

(7, XIII)

VI. *

160 120

60 iiO 20

о 20 0 60 80 WOSo

Рис. 87. Характер зависимости газового фактора при пластовом давлении от насыщенности жидкостью порового пространства.

тогда

Г = G{S)

(8, XIII)

Следовательно, значения G(S), отложенные по оси ординат на рис. 87, нропорциональны газовому фактору в пластовых условиях, характер изменения которого в зависимости от S дается кривой рис. 87. Рассмотрение этой кривой показывает, что с уменьгаепием насыгцеп-ности жидкостью порового пространства газовый фактор резко повы-гаается и при 5 = 20% для несцементированных песков и известняков

и S = 20% для песчаников стремится к бесконечности. С уменьшением газового фактора величина S увеличивается и фазовая проницаемость пористой среды для жидкости Гж возрастает. Из рассмотрения кривой Г = r(S) вытекает важный практический вывод: резкое увеличение газового фактора при эксплуатации нефтяных скважин в условиях режима растворенного газа свидетельствует о сильном уменьшении фазовой проницаемости для нефти и влечет за собой падение дебита нефти.

Отметим егце одну особенность, замеченную при проведении опытов по фильтрации газированной жидкости. Ири высоких значениях насыгценности S (от 90 до 100% для несцементированных песков и песчаников и от 70 до 100% для известняков) оказалось невозможным получить установившийся режим фильтрации газированной жидкости. Лишь когда S достигало значения

равновесной насыщенности

90% ДЛЯ несцементированных песков и песчаников,

ДЛЯ известняков), что соответствовало определенному значению фазовых проницаемостей /срав наступало установившееся движение смеси. В момент установления процесса величина градиента давления достаточна для проталкивания всех газовых пузырьков, выделяющихся из раствора. Когда же S > брав, выделяющийся из раствора газ остается в поровых каналах, занимая в них, вероятно, наиболее суженные части.

Опыты с жидкостями с различными вязкостями и различным поверхностным натяжением показали, что изменение в несколько раз вязкости и поверхностного натяжения жидкостей не оказывает существенного влияния на характер кривых /Сж = ж(5) и = kr{S), который в основном зависит от величины коэффициента к проницаемости пористой среды. Результаты экспериментов, проведенных на больших колонках породы с фильтрацией воды с углекислым газом, оказались одинаковыми с результатами, полученными на малых колонках породы с фильтрацией естественного газа и нефти. Это подтверждает положение о малом влиянии на характер кривых /Сж = ж(5) и к = kr{S)

изменении вязкости и поверхностного натяжения жидкости.

3. Установившееся движение газированной

жидкости в пористой среде

Уравнения (6, XIII) в дифференциальной форме имеют вид:

кукР dp