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

TO получим, считая, что * = const,

At-/. (7.8)

Лабораторные исследования и данные о фактической разработке пластов показывают, что скорость капиллярной пропитки пород, являющаяся сама по себе невысокой, может еще существенно снижаться из-за наличия прослоев очень малой проницаемости на контакте между пропластками или из-за ухудшения проницаемости на поверхности пористых блоков в трещиновато-пористых пластах. В этом случае, естественно, размер зоны капиллярной пропитки Ах, может существенно превышать размеры залежи, так что вскоре после начала заводнения вся площадь залежи будет обводнена, что в конечном счете приведет к добыче вместе с нефтью больших количеств воды.

Для ускорения капиллярной пропитки блоков и литологических неоднородностей может быть применен упруго-капиллярный циклический способ добычи нефти [104, 22, 127]. Практическое осуществление этого способа заключается в периодическом изменении давления или расхода жидкости на границах пласта, приводящем к периодическому изменению этих параметров на контакте высокопроницаемых и низкопроницаемых объектов пласта (прослоев, линз, блоков и т. д.).

Во время цикла повышения давления нефть, находящаяся в пористых блоках, линзах или прослоях, сжимается и в них входит вода. При цикле же понижения давления содержимое пласта (нефть и вода) расширяется, но вода удерживается капиллярными силами в тех неоднородностях, в которые она проникла, а нефть выходит из них.

В механизме упруго-капиллярного циклического способа добычи нефти есть два эффекта, от которых зависит результативность этого способа. Один из эффектов заключается в ускорении внедрения воды в не охваченные водой неоднородности пласта за счет увеличения в среднем перепада давления между ними. Второй эффект состоит в капиллярном удержании воды в неоднородностях.

Для оценки эффекта ускорения внедрения воды в неоднородности рассмотрим трещиновато-пористый пласт, используя уравнение обмена жидкостью между блоками и трещинами. Дифференцируя уравнение (6.14), получаем

Положим р = Р sin (at, со = 2я/во (во - период цикла изменения давления). Тогда из (7.9) имеем

-Lf " j-i>cucos(uA=0. (7.10)

И \ P2 /

Решение уравнения (7.10) выражается следуюш;им образом: При стационарном режиме колебаний получим

Рассмотрим случай, когда

(-cosco + cosiHCo.). (7.12)

Тогда

со«. (7.13)

Р(лсо5(й1. (7.14)

При а = 10" tito по порядку величин соответствует = = 10-"см2, = 36-10-* 1/см2, а также при р = 10 сПз, = = 10" * 1/(кгс/см2) величина а/рРа = 0,1 1/с и условие (7.13) выполняется при во 63 с. По-видимому, вполне достаточен период во = 600 с = 10 мин, чтобы обмен жидкостью можно было определять по формуле (7.14). Средний за цикл переток жидкости в одном

направлении (например, из трещин в блоки) v определяется по формуле

е./4

v=-i- { P(iiucosmdt = -. (7.15)

Оо J Оо

При во = 600 с, i> = 9,81.10 Па (10 кгс/см), р = IQ-" 1/Па =

= 10"* 1/(кгс/см2) величина v = 0,33-10" 1/с. Поскольку v - это объем жидкости, вытекающей, например, из блоков в трещины за единицу времени на единицу объема трещиновато-пористого пласта, то общий объем жидкости в единице объема трещиновато-пористой среды будет равен m = mi-f- mj. Тогда при условии, что в блок будет втекать вода, а вытекать нефть, в случае приведенного выше примера, считая т = 0,2, можно было бы в блоке полностью «заменить» нефть водой за 0,2/0,33-10" «=«0,6-10 с, т. е. менее чем за сутки, для чего потребовалось бы 100 циклов. Конечно, это было бы в случае полного удержания воды, поступающей в блоки. Поэтому приведенный выше пример скорости «замены» нефти в блоке на воду, т. е. извлечения нефти из блока, следует рассматривать лишь как возможность достижения такой скорости при осуществлении циклического воздействия на пласт.

Сравним теперь скорость «замены» нефти в блоке водой при циклическом воздействии на пласт со скоростью противоточной капиллярной пропитки при тех же параметрах {к = iO~° см, = 0,2, S* = 36-10-* 1/см2, а = 35-10"«кгс/см = 34,4 -10" « Н/м. Cos в = = 0,6, ц = 10 сПз 10" кгс-с/см2).

Из (7.1) получаем следующее выражение для средней за весь период скорости капиллярной пропитки:

(p{t)dt =

(7.16)

Или, учитывая, что

а cos в

/ fc2 у/ \т2 )

Sit,

имеем

ф(«*) = -

"i2s,a COS в

= 1,

Т»Цн

(7.17)

(7.18)

Согласно приведенным выше экспериментальным данным, т = = 25,3. Тогда для тех же параметров имеем ф {t) = 6,7-10-* 1/с. Таким образом, весь процесс противоточной капиллярной пропитки происходит при указанных выше условиях в 50 раз более медленно, чем процесс обмена жидкостью между блоками и трещинами за счет циклического воздействия при условии полного удержания в блоках проникшей в них воды.

Однако, как это указывалось выше, недостаточно только «внедрить» воду в неоднородности - важно, чтобы в части цикла, когда давление снижается, вода могла удержаться в неоднородностях капиллярными силами и из пород выходила нефть.

Экспериментальными исследованиями удержания воды в неоднородностях при циклическом воздействии было показано [127], что время, необходимое для того, чтобы вода, внедренная в неоднородности, полностью там удержалась, примерно равно времени, затрачиваемому на противоточную или прямоточную капиллярную пропитку данной неоднородности при хорошей связи данной неоднородности с остальным пластом. Циклическое воздействие позволяет ускорить «подачу» воды в неоднородность и извлечение из нее нефти, если данная неоднородность отделена от остального пласта слоем плохой проницаемости.

§ 8. ФИЛЬТРАЦИЯ ГАЗИРОВАННОЙ ЖИДКОСТИ

Одним из распространенных видов подземного движения жидкостей и газов является совместное движение в пористой или трещиноватой среде жидкости и растворяющегося в ней газа. Такое движение происходит при разработке нефтяных залежей на режиме истощения.

Нефть, как сложная смесь различных углеводородов, содержит в своем составе самые легкие углеводороды, объединяемые под общим названием «попутный» газ. Поскольку начальный состав пластовой нефти является фиксированным (на некоторое количество дега-