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

§ 9. ВЛИЯНИЕ СИЛЫ ТЯЖЕСТИ НА ПОДЗЕМНОЕ ДВИЖЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА

На жидкости и газы, насыщающие нефтегазоносные пласты, всегда действует сила тяжести. В течение геологических периодов времени, прошедших с начала формирования залежей нефти и газа, происходило гравитационное (под действием силы тяжести) разделение веществ, насыщаюпщх пласты. В результате этого в соответствующих условиях образовались залежи нефти с «газовыми шапками», произошло разделение нефти и воды или даже разделение газовых и нефтяных залежей путем миграции газа в вышележащие пласты. При разработке месторождений, содержащих нефть, газ и воду, нарушается естественное состояние, в котором находилось то или иное месторождение, и сила тяжести начинает вновь перемещать жидкости и газы в разрабатываемых объектах.

Разделение веществ, на сыщающих нефтяные пласты, под действием силы тяжести, т. е. явление сегрегации, в ряде случаев оказывает существенное влияние на разработку пластов.

При математическом описании процессов фильтрации

с сегрегацией используют обобщенный закон фильтрации, связывающий скорость фильтрации г-той фазы у,- с перепадом давлений в фазе grad р,, плотностью фазы р,-, фазовыми проницаемостями kf и вязкостью р,.. Имеем следующую формулировку обобщенного закона фильтрации:

Рис. 65. Движение нефти и газа в вертикально расположенном пласте

1 - пласт

Vi = - - (grad -f Pig sin a).

(9.1)

Входящая в выражение (9.1) величина а является углом наклона потока к горизонтальной поверхности.

Если, например, в вертикальном пласте (рис. 65) движутся нефть и газ, т. е. две фазы, то на основе (9.1) получаем следующие зависимости:

Индексы «н» и «г» в выражении (9.2) относятся соответственно к нефти и к газу.

В случае, когда в пласте (см. рис. 65) движется, например, одна нефть, происходит линейное распределение давления р = р (z). При отсутствии движения р = ро - Рн.

При наличии в поровом пространстве пласта воды вместо газа вторая зависимость (9.2) заменяется зависимостью

Как известно, связь между фазовыми давлениями получают, вводя понятие капиллярного давления (схема Раппопорта - Лиса), или считают его одинаковым в обеих фазах (схема Вакли - Леверетта).

Пусть вертикально расположенный пласт в начальный момент времени t = О был насыщен нефтью. Газ содержится в нефти только в растворенном состоянии. При t 0 произошло быстрое снижение давления в пласте, из нефти выделился газ и под действием силы тяжести газ начал всплывать и уходить через газо-нефтяной контакт (граница z = Z) в газовую шапку, т. е. возник процесс сегрегации газа.

Будем приближенно считать, что нефть практически не движется,

т. е. Ун ?=»0. Тогда из закона (9.2) получается, что начальное распределение давления в нефти является гидростатическим. Примем также, что давление в газовой фазе равно давлению в нефтяной фазе, т. е. р„ ~ Рг = Р- Поскольку в течение всего времени сегрегации газа распределение давления р принимается гидростатическим, получаем

= -p„g. (9.4)

Отсюда согласно (9.2)

r = -(p„-Pr)g. (9.5)

Подставим (9.5) в уравнение неразрывности газовой фазы

где S - газонасыщенность.

В результате получаем следующее уравнение:

= (9.7)

Произведем оценочный расчет времени сегрегации газа, для чего положим /cf (s) = ks (к - абсолютная проницаемость пород пласта). Тогда для скорости перемещения некоторого значения

газонасыщенности в пласте, например нижней границы движущегося газа, т. е. для «скорости сегрегации» иг, получим на основании уравнения (9.7) следующее выражение:

"сг--

-Pr)g

Если высота пласта равна /, то время граница газа переместится к

(9.8)

за которое нижняя

газо-нефтяному контакту, составит - (9.9)

Ucr /с(рн~рг)

Возьмем, например, к = 100 мД = 10"» см, т = 0,2 (р„ - - fr)g = 0,8-10-3 кгс/смз, р, = 0,02 сПз «2-10"" кго-с/см, I = = 20 м.= 2-10» см. Тогда icr = 2-10" 2 см/с, а = с. Таким образом, полная сегрегация газа в этих идеализированных условиях произойдет довольно быстро по сравнению с обычно существующими

У /,

. /л

Рис. 66. Конус воды:

1 - скважина; 2 - конус воды; з - начальное положение водо-нефтяного контакта; 4 - вода

сроками разработки пластов. Конечно, помимо принятых выше допущений, следует учитывать, что реальные пласты имеют слоистость, и проницаемость их в вертикальном направлении может быть меньше чем в горизонтальном. Если принять = 1 мД, то время сегрегации по сравнению со сделанной выше оценкой увеличится в 100 раз и составит уже 10 с, т. е. более 100 сут.

Действие силы тяжести проявляется в пластах особенно существенно в случае притока нефти к скважинам, вскрывшим нефтяной пласт с подошвенной водой, или при эксплуатации скважин, вскрывших нефтяную часть пласта при наличии в нем газовой шапки. В этих условиях могут образоваться водяные, газовые или двойные (газоводяные) конусы. На рис. 66 показана скважина, эксплуатирующая нефтяной пласт, подстилаемый водой. Забой скважины нахо-