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

Аналитически основное соотношение, которое связывает температуру, давление и объем углеводородной жидкости, можно получить из следующих соображений.

1. Изменение объемной массы (в изотермических условиях) вследствие сжимаемости жидкости под действием давления (как принимали Сайди и Голф-Рахт [3]):

BSoe""", (10.11)

где ьт - объемная масса при постоянной температуре; С -сжимаемость; ДР - разность давлений.

2. Изобарическое изменение объемной массы сжимаемой жидкости вследствие изменения температуры:

= 8ое, (10.12)

где бр - объемная масса при постоянном давлении; к - коэффициент теплового расширения; ДГ - разность температур.

б. Условия возникновения конвекции и сегрегации

Для нефти данного состава и при известном геотермическом градиенте из уравнений (10.11) и (10.12) следует:

если 6р-бг положительно, возникает конвекция;

если бр-бг отрицательно, происходит сегрегация.

8р " = So (е - ер ) или 8 - 5 §0 (ХТр - СРр);

(10.13)

гр - СРгр > о - конвекция; гр - срр < О - сегрегация.

в. Пример

(10.14)

Допустим, что для залежи характерны следующие термобарические условия; Л = 6,4-10-* м/з/мТС, С= 1,45-10-5 м/зм/з/Ю Па, Ггр = = 0,02° С/м, Ргр = 0,3-ЮПа/м. В результате имеем: 6,4-10-Х Х0,02-1,45 XI0-5x0,3 = 8,45-10-5>о. Так как результат положительный, РУГ-свойства нефти по всей залежи одинаковы и давление насыщения не зависит от глубины.

10.3.2.2. Различные концепции вытеснения нефти растворенным газом

Применение обычных методов расчета процесса вытеснения нефти растворенным газом в трещиноватых коллекторах затруднялось невозможностью подгонки математической модели к истории разработки реальной залежи без допущения или очень высоких значе-

НИИ начальных запасов нефти или крайне эффективного водонапорного режима.

Однако было отмечено, что результаты расчетов по методу материального баланса могут быть сопоставлены с результатами разработки для наиболее вероятной величины начальных запасов нефти при удовлетворительной эффективности вытеснения только в том случае, если допустить, что газонасыщенность зоны разгазирования очень мала, что приводит к высокой эффективности вытеснения нефти газом в газовой зоне.

Дюморе [4] разработал теорию (подтвержденную результатами экспериментов), которая основана на том, что при низких скоростях снижения пластового давления (менее 10~ МПа/с) в пористой среде могут возникнуть явления перенасыщения, т. е. может быть такое давление (давление перенасыщения), при котором газ остается в растворенном состоянии при давлении меньшем давления насыщения (определяемого в обычных лабораторных исследованиях ЯКГ-свойств нефти).

Анализ указанного явления приводит к следующим заключениям.

1. Поры больших размеров, характеризующиеся низкими значениями капиллярного давления, должны быть теми пустотами, в которых раньше всего образуется пузырек газа.

2. Из-за перенасыщения возникает градиент концентрации газа в жидкостях, заполняющих большую пустоту и окружающих ее. При этом если скорость снижения пластового давления очень мала, то имеется достаточное время для диффузии газа через жидкость н подпитки газового пузырька. Пузырек газа растет до тех пор, пока не достигнет верхней границы блока, где газ вытеснится в трещину.

3. В течение этого процесса газ вытесняет нефть сначала за счет расширения сферического пузырька, а затем, заполнив некоторое сечение поры, - за счет увеличения объема внутри цилиндрического порового канала. Через некоторое время после выхода газа в трещину в самой крупной поре образуется новый газовый зародыш и повторятся описанные выше процессы. Так происходит до тех пор, пока давление в поре не станет ниже давления насыщения и выше давления перенасыщения.

4. Уравнения в производных разработаны для этого случая с учетом физических свойств жидкостей и закона Фнка для нестационарного и стационарного периодов. Предварительные исследования показывают, что при скорости падения давления lO-МПа/с в неоднородном коллекторе газонасыщенность нефтегазовой зоны не превышает 1 %.

5. При наличии диффузионных процессов в недонасыщенных зонах коллектора, т. е. там, где текущее давление насыщения значительно ниже начального, газонасыщенность блоков прп переходе их в газовую зону невелика. Напротив, если скорость снижения давления достаточно высока, а область перенасыщения мала и, кроме того, породы более или менее однородны, возникают усло-

ВИЯ для проявления процессов диспергирования и классические приемы расчетов процесса вытеснения при режиме растворенного газа пригодны для трещиноватых коллекторов.

Это хорошо объясняет причины, по которым невозможно автоматически, без предварительного выяснения наличия или отсутствия диффузионных явлений переносить методы материального баланса при проявлении режима растворенного газа на трещиноватые коллекторы.

а. Эксперименты и интерпретация их результатов

Целый ряд экспериментов был выполнен Дюморё [4] на прозрачных моделях, допускавших визуальное наблюдение за течением жидкостей н газа. Эксперименты проводились при низких, средних и высоких давлениях на моделях из молотового стекла и блоках Бентхэймского песчаника.

б. Основные эксперименты

В нижние части прозрачных моделей, состоящих нз молотого стекла марки «пирекс», насыщенных обусловливающими прозрачность (иммерсионными) жидкостями, вводили через тонкую иглу от медицинского шприца воздух (рис. 10.21, а). Газ при различных скоростях нагнетали в модели, состоящие из крупных и мелких частиц стекла (рис. 10.21, б), где наблюдали процесс его распространения. Результаты наблюдений позволили сделать следующие выводы:

в грубозернистых моделях образовывалась коническая область (см. рис. 10.21, а), по которой газовые пузырьки перемещались вверх (зона диспергирования газа), в мелкозернистых моделях - единичный канал, по которому перемещался газ (рис. 10.21, б);

было обнаружено, что газовая фаза не образует неразрывных струй движущегося вверх газа, но часто агломерации небольших взаимосвязанных канальцев могут создавать пути непрерывной фильтрации газа;

в неоднородных по размерам частиц моделях недиспергирую-щий единичный канал имел более извилистую форму, чем в более однородных моделях;

переход вертикального течения газа от дисперсного к недисперсному типу происходил в ограни-а сГ ченном интервале проницаемости.

Вертикальное течение газа прн низких его расходах определялось в основном гравитационными и ка-

Рис. 10.21. Схематическое изображение потока выделившегося газа:

а - диспергированный поток; б - недиспергиро-

ваннын поток