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

утверждать, что любое юменшие теплового баланса системы вызывает юменшие кривых относительной проницаемости [3.13], [3.14].

3.2.3. Термическое расширение

Коэффициенты термического распшрения различных типов нефти (см. раздел 1.5.6) тем вьпие, чем нефть легче (рис. 3.10). Если считать остаточную нефтенасыщенность постоянной и не зависящей от температуры, то на основании рис 3.10 можно дать оценку влияния свойств нефти на повыщение нефтеотдачи пласта вследствие лищь термического расшир№ия (рис. 3.11). При расчетах было принято, что начальная нефтенасыщенность составляет 0,8, а коэффициенты термического расширения соответствуют рис. З.Ю. Следует отметить, что увеличшие добычи нефти показано на рис. 3.11 как отношение масс или обьемов при одной и той же температуре. Термическое расширение твердой породы (например, пород, содержащих тонкие трещины) почти всегда пренебрежимо мало.

ЗЛА. Относительное влияние различных факторов

При вытеснении нефти нагретой водой (в отсутствие испарения) каждый из описанных выше факторов - снижение отношения вязкостей, юменение относительных проницаемостей, а также термическое расшире-

Ц7 ЦЯ р, r/cw*

Рнс 3.10. Иэмеясяне коэффн-цненп теплового расширения нефти [3.15]

Рнс. 3.11. Влнянне термического нефти на нефтеотдачу

прнГ = 50»С,5л,=0,8

Рас 3.12. Расчетные кривые водо-асыщеиност прн вытеснении нефти горячей водой в холодной пористой eftufi по сравиенню с вытеснением водой, проведеииым в изотермических усжтиях прн температурах 20,5 "С и 80 "С (лаЬораторвые экспч>имеиты [3.1]):

7 - нзотермтескнй процесс при Г = 80 "С; 2 - вытеснение нефти водой, нагретой до 80 С, в среце с температурой 20,5 °С; 3 - изотермический процесс при Т = 20,5 °С

Рис. 3.13. Влияние различных про-цвсоои на эффективность вытеснении иафп нагретой водой 1фн отсутствии спарення:

7 - термическое расширение; 2 -умеяьшсние вязкости; 3 - сшчивае-мость; 4 - мажфазное- натяжение в сястше нефть-яода (в некоторых слу-

Люящ черте

Пжемл мфть

ВВС - оказывает воздействие на процесс (рис. 3.12). Снижение отношения вязкостей и остаточной нефтенасьшхенности приводит к замедлению распространения фронта воды и тем самым к увеличению нефтедобычи (рис. 3.13) до прорыва фронта воды.

Для добычи легкой нефти болыиое значение имеет термическое рас-шцюние. В этом случае отношение pi/Ai очень слабо зависит от темпера-1У1НЛ и межфазные явления изменяются лишь в силу того, что натяжение на границе нефть - вода является убывающей функцией температуры.

Для тяжелой нефти отношение ju/pi; резко падает с ростом температуры, и смачиваемость стенок коллектора более существенно воздействует на вытеснение нефти (см. раздел 3.2.2). Тепловое расппфение в этом случае значительно меньше влияет на эффективность процесса, в цепом перспективного для нефти подобного типа.

Следует, однако, отметить, что на месторождениях очень вязкой нефти, где порода хорошо смачивается ею, не возникает квазинепрерывной водяной пленки на поверхности породы, что сильно затрудняет вытеснение, делает его почти невозможным, если не прибегать к разрыву пласта.

3.3. ФИЗИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ,

ПРОТЕКАЮЩИЕ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ПАРОМ

Рассмотрим основные явления, возникающие (помимо описанных выше) 1фи нагнетании в нефтяной пласт водяного пара или при появлении газовой фазы в ходе закачки нагретой воды. Как и ранее, будет рассматриваться только одномерный процесс. Еще раз, вспомнив об условиях существования внутри пласта смеси паров воды и нефти, уточним зффекты возгонки, связанные с наличием газовой фазы. Обратим особое внимание на процессы испарения и конденсации легколетучих компонентов нефти, обогащения жидкой фазы тяжелыми фракциями и образования в ряде случаев твердого осадка.

3.3.1. Условия существования пара

Паровая фаза существует в порИстой среде (см. раздел 2.1.3), если давление в системе не превышает суммы равновесных давлений насыщения двух несмешивающихся жидкостей - воды и нефти.

Следовательно, паровая фаза, состоящая из паров компонентов двух жидких фаз, возникает при нагнетании:

пара в нефтяной пласт; в зтом случае пар располагается в области, прилегакицей к скважине, [3.17] - [3.19];

нагретой воды в пласт, насыщенный нефтью, обогащенной легкими фракциями, при условиях, близких к условиям испарения; в этом случае пар появляется в нагретой зоне, не распространяясь вдаль от скважины вследствие значительного давления вокруг скважины, вызванного нагнетанием воды, [320] - [3.21].

Во всех этих случаях в пористой среде происходит течение трехфазной смеси. Следует отметить, что при определенных условиях добычи нефти трехфазная смесь в пласте может существовать и после окончания воздействия на пласт. Это явление возникает вследствие понижения давления в окрестности скважины.

3.3.2. Испарение и конденсация легких фракций

В зоне существования пара происходит переход легких фракций сырой нефти [3.22], [3.23] в газовую фазу. Этот эффект становится заметным только после прокачки больших обьемов пара, так как молекулы легких углеводородов переходят в газовую фазу с поверхностей раздела жидкости и пара только после перемещения в объеме смеси жидких углеводородов к поверхности раздела вследствие молекулярной диффузии или гидродинамической дисперсии. Позтому соотношение мольных долей веществ в жидкой и газовой фазах в этом случае отличается от их соотношения при термодинамическом равновесии.

Рассматривая тепловой баланс, часто пренебрегают испарением и конденсацией углеводородов в их смеси с водяным паром вследствие их малости, поскольку, с одной стороны, концентрации углеводородов