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

Дебит газа может быть определен по формуле

Qr - QyF.

1. Неустановившаяся радиальная фильтрация газированной жидкости при постоянной скорости фильтрации жидкости и газов

в призабойной зоне

Практика эксплуатации нефтяных месторождений показывает, что при пеограниченпом отборе нефти, как и в случае разработки газовых месторождений, ири наличии недостаточно стойких коллекторов часто образуются песчаные пробки, поровое пространство призабойной зоны пласта забивается мелкими частицами и в связи с этим резко уменьгаается дебит нефтяных скважип, а иногда полностью прекрагцается приток нефти к скважинам.

Образование песчаных пробок и засорение призабойной зоны пласта являются, как и при эксплуатации газовых месторождений, следствием доиугцепия вблизи скважины слигаком больгаих скоростей движения. При чрезмерно высоких скоростях движения газированная жидкость увлекает за собой мельчайгаие и мелкие фракции песка и цементируюгцих песчинки вегцеств, в результате чего и образуются песчаные пробки в скважинах или закупориваются поровые каналы в призабойной зоне пласта. Для предотврагцепия этих осложнений эксплуатация нефтяных скважип в рассматриваемых условиях должна вестись таким образом, чтобы скорость фильтрации жидкости и газа в призабойной зоне пласта пе превыгаала некоторого допустимого максимального значения, зависягцего от механического состава, степени сцемеп-тировапности песка и физических свойств жидкостей и газов. Поддержание в течение эксплуатации нефтяной скважины этой максимально допустимой скорости фильтрации у забоя означает отбор максимально возможного количества нефти и вместе с тем исключает возможность осложнений при эксплуатации, связанных с допугцением чрезмерно высоких скоростей движения жидкостей и газов.

Обозначим величину максимально допустимой скорости фильтрации, жидкости и газа у забоя скважины через гтах-

Тогда для гидродинамически совергаенпых скважип объемный расход жидкости и окклюдированного газа равен 27гЛстах-

Пусть

27rRcbVmax = С = COHSt. (52, XIII)

Для поддержания максимально возможного отбора нефти величина с должна определяться следуюгцим соотпогаепием:

(53, ХШ)

где второе слагаемое в правой части уравнения представляет объемный расход окклюдированного газа при забойном давлении р, отсюда

(54, XIII)

При коэффициенте растворимости газа в нефти к = \ формула (54, XIII) имеет вид:

Q>k = (55, XIII)

Напомним, что при фильтрации одного газа условие поддержания постоянной скорости движения газа в призабойной зоне выражалось соотногаением q = ср (см. главу XII).

Таким образом, для регаения интересуюгцей нас задачи имеем следуюгцие уравнения:

А(Як - Яе);

dt с

5) Г = nopAG{S) + а]. Приравнивая уравнения (46, XIII) и (45, XIII), имеем:

(46, XIII) (45, XIII) (54, XIII)

(43, XIII) (40, XIII)

А{Н - Яс)

dS ~dF

Разделяя переменные Sk и t и интегрируя полученное уравнение по i от О до t и но бк от Sh (начальное значение насыщенности) до S, получим:

г? t dS

Aj Н-Н,-

Вводим безразмерное время г:

(56, XIII)

тогда

- Не

Из уравнений (46, XIII) и (54, XIII) имеем

А(Як - Яе)

(58, XIII)

При регаении практических задач, связанных с разработкой нефтяной залежи при постоянной скорости фильтрации газированной жидкости в иризабойпой зоне, вычисления ведутся в следуюгцем порядке.

По данным первых скважин должны быть известны начальные значения дебита Qh. ж жидкости, газового фактора Гн, пластового давления Рн. к, забойного давления Рн. с-

По формуле (52, XIII) находим значение коэффициента с.

Задаемся значением пасыгцепности на контуре < S. По формуле (43, XIII) находим величину контурного давления рк, соответствуюгцего насыгценпости S[. Из уравнения (40, XIII) определяем величину газового фактора Г отвечаюгцего значениям давления и насыгценпости S. Далее по формулам (15, XIII) и (19, XIII) находим значения

Зная величину р*, находим по графику (см. рис. 90) или таблицам

значения функции Н и Я = Н. Для нахождения величии Я и задаемся несколькими значениями , находим отвечаюгцие им при С = С значения , и Яс и путем подбора определяем те значения р и Яс, ири которых уравнение (58, XIII) обрагцается в тождество. Это и будут интересуюгцие нас значения р и Яс.

Дебит жидкости Q находим по формуле (46, XIII). Дебит газа = Qyfr.

Затем задаемся новым значением насыгценности на контуре Sk = = Sl[ < S и аналогично предыдугцему находим соответствуюгцие ему значения Pf, Г", Щ, Щ, р1, Q, QJ и т.д.

Располагая соответствуюгцими значениями Я, Яс и Sj путем графического иптегрировапия уравнения (57, XIII) (откладываем по оси

а по оси абсцисс - Sk, проводим кри-

ордипат величины 1

Як - Яс

Як - Яг

/(Sk) и т.д.), находим отвечаюгцие им значения г.

К. А. Царевичем составлены подробные таблицы и графики значений функции (43, XIII) и (23, XIII) для разных величин коэффициента а (см. 13, XIII).