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

Рк. 3.23. Иэмомши тфтпдин прн выгаяошн вязкой нвфп [3 J2]:

1 - прорыв пара; 2 - вытесноше паром; S - вытвсяшне нагретой водой; 4 - вытесяеше холодной водой; 5 - прорыв воды (нагретая н холодная вода); б - прорыв воды (водяной пар)

2 Ч S

Объем мгпеттюи taiu или пара

Vmt. гм.

нрн вытссвоиш нсфтн, оНкятцттА лепят фракцвямн [З J2]:

1 - вытеснеяне пароы; 2 - прорыв пара; 3 - вытеснше нагретой водой; 4 - вытеснение холодной водой; 5 - прорыв воды (вытеснеяне нагретой н холодной водой); б - прорыв воды (водяного пара)

О г В

Объем наштаемой беды им пара

nq>ne4fliiKynflpHo к среднему направлению течошя, что тормозит расширение зоны процесса. Прорыв воды наступает раныие, чем при успйчи-вом вытеснении, однако разница в зтом случае незначитепыо.

Если появляется зона пара, то 1фи неизменности массового расхода нагнетаемой жидкости прорыв возникает значительно раньше. Состав извлеченной нефти непостоянен, вначале он близок к составу исходной нефти, а затем она постепенно обогащается легкими фракциями.

Вытеснение нефти водяным паром. В начале этого раздела кривые объемов нефтедобычи были щ)едставлены в координатах, позволяющих продемонстрировать влияние на них плотности жидкости, перемещающейся внутри пласта (см. рис. 322). Подобное представление необходимо 1фи оценке зависимости нефтеотдачи от шссы нагнетаемся в пласт жидкости. Однако щя. интерпретации лабораторных зкспо1имен-тов по вытесноооо нефти паром удобна зависимость нефтедобычи от

объема нагнетаемых воды или пара, приведенного к жидкому состоянию и начальной температуре пористой среды.

Анализируя кривые объемов добытой нефти, построенные в таких координатах, можно сделать следующие выводы (см. рнс. 3.23,3.24):

прорыв водяного кондшсата получен при объемах нагнетания пара, близких к объемам нагнетания нагретой воды;

после прорыва водяного конденсата выход нефти растет до момента прорыва паря;

после прорыва пара нефтедобыча практически не увеличивается.

Достигаемый уровень нефтедобычи прн нагнетании пара щ)евышает ypoBOib нефтедобычи, достигаемый при нагнетании нагретой воды, что особенно заметно при добыче легкой нефти {см. рнс. 3.24), для которой характерно изменение состава в процессе извлечения.

3.6.2. Эффективность вертикального вытеснения

Щюведем качественное описание процессов в горизонтально расположенных нефтшосных пластах, имеющих достаточную толщину, чтобы под воздействием силы тяжести произошло разделение заполняющих их жидкостей. Рассмотрим отдельно процессы нагнетания нагретой воды и пара.

Эффективность вертикального вытеснения нагретой водой почти не отличается от эффективности вытеснения холодной. Нагретая вода стремится расщюстраниться в нижней части пласта, но вследствие неблагоприятного отношения подвижностей нагретой воды и вытесняемой нефти водяной фронт при одинаковом расходе нагнетаемой жидкости незначительно деформ1фуется относительно вертикали и, следовательно, продвигается быстрее, чем при изотермическом вытеснении. Неизотермический характер проявляется в том, что вследствие теплообмена на боковых поверхностях пласта наиболее продвинутая область фронта нагретой воды не распространяется вдоль его границ [3.36].

При вытеснении нефти водяным пюм он стремится к продвижению в верхних областях пласта (рис. 32S), в то время как водяной конденсат - к распространению в нижней его части. Это позволяет надеяться на достаточно полное во всех точках вертикального разреза слоя вытесне-

Рве. 3.25. Эксперпиятшш) поцгчяные мовфшуршрш фронта распростраяаиня пара эавн-самосп от времшв при цдоппч-ых условиях вытеснепни. Расход пцш в слу«е (б) выше расхода пара в слу«е (в) в 1,8 раза [3J7]. (На кривых -)

ние нефти. Как известно, при одинаковых условиях нагнетания форма тепловых фронтов приближается к вертикали при возрастании расхода нагнетаемого паря (см. рис. 3.2S).

В заключение следует отметить, что распространение фронтов может претерпевать локальные изменения при появлении неустойчивости.

3.6.3. Эффективность горизонтального вытеснения

Проведем анализ эффективности вытеснения нефти нз горизонтально расположенного и достаточно тонкого нефтеносного слоя (410&1 воздействием силы тяжести на изменение состава нефти в вертикальной плоскости пласта можно было пренебречь). При изотерьопеском вытеснении, в котором участвуют жидкости, практически неизменяемые в объеме, эффективность вытесношя является возрастаняцей функцией отношения подвижностей мД,,, /ii/n вытесняющей и вытесняемой жидкостей [8]. Использовать дшный параметр для исследования эффективности вытеснения нагретой водой (что возможно лишь для тех процессов, в которых в nqiBUM приближении можно считать практически неизменным объем участвующих в них жидкостей) следует только в случае, если профили фронтов насыщения и температуры совпадают и имеют вид ступенек. Эффективность горизонтального вытеснения нагретой вод(ж ниже эффективности изото1мического вытесяеиия вследствие влияния величины jUs .j/mi •

При рассмотрении вытеснения нефти пюм необходимо учитывать ксщденсацию воды. В этом случае эффективность вытеснения будет зависеть не только от отношения подвижностей, но и от отношения скоростей в начале и конце активной зоны, т.е. от ( V2/A;.,)/(/ii Fi/,). Этот параметр идопичен параметру устойчивости, введенному в разделе 3.5.2 (см. рис. 3.19 и 3.21). Из расчетов видно, что при низких давлениях эффективность вытеснения пяром выше эффективности изотермического вытеснеиия водой, но она снижается при росте давления; прш любых термодинамических условиях эффективность вытеснения паром всегда выше эффективности вытеснеиия нагретой водой.

Все эти качественные выводы хоршю согласуются с зксперимопаль-ными данными, которые, однако, указывают на повышение эффективности вытеснеиия пря испаропш и ксщденсации легких фракций нефти [338].

3.6Л. Неоднородность и сяоиегоеть. Предпочтительные направления движения

Естественная неоднородность и слоистость месторождения приводят к появлению предпочтительных направлений движения и ухудшают нефтедобычу. Основным отличием вытеснения нефти нагретой водой от изотермического вытеснения является наличие теплоп>еноса от зоны с повышенной темпцштурой, откуда нефть уже вытеснена, к оде холодной зоне, где нефть с трудом поддается вытеснению. Такой теппоперенос за