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 ] 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200

f ft

F, P

где V-местный объемный расход вдоль линии тока; / - пористость вытеснения, т. е. естественная пористость, помноженная на часть порового пространства, занятую поступающим в пласт газом К Время передвижения по элементу с длиной ds вдоль линии тока будет

dt = Jr . (7)

Отсюда, если распределение потенциал а 2, представленное Ф, известно, то уравнение (7) допускает ступенчатое интегрирование времени продвижения фронта жидкости.

Для выполнения интегрирования при помощи распределения напряжения в потенциометрической модели можно ввести коэффициенты масштаба L, М как

dSjLdSj; У = МФ, (8)

где (45д, - линейное расстояние в модели; ds - соответствую-

пдее расстояние в пласте; М - фактическое отношение напряжения между двумя точками на модели к соответствующей разности Ф в пласте. Тогда уравнение (7) можно переписать так:

df Jyl

Если падение потенциала AV измеряется вдоль линий тока над постоянным расстоянием между электродами As, то соответствующие инкременты времени перемещения жидкости следующие:

Экспериментально подтверждено, что при закачке и циркуляции газа по пласту не наблюдается заметного смешения между нагнетаемым сухим

газом и вытесняемым жирным газом. В этом случае / - общая углеводородная пористость.

2 Ф можно рассматривать как функцию потенциала, хотя оно и не удовлетворяет простому уравнению Лапласа.

ния (2) для распределения давления- Определение фронта нагнетаемой жидкости представляет по существу истолкование распределения давления, которое можно получить соответствующей численным, графическим или электрическим изменениям характеристик.

Скорость местного продвижения жидкости вдоль линий тока дана выражением

где k - однородная проницаемость для соответствующих жидкостей. Если / считать постоянной, то, за исключением ЛУ у - едйнственая остающаяся переменная в уравнении (11). Так как у меняется не резко в системах циркуляции газа, за исключением непосредственной близости к нагнетательным и эксплуатационным скважинам, можно пренебречь изменениями ее вне этих участков, используя средние значения у при исследованиях конденсатных месторождений. Такие приближения по существу

обоснованы, если пренебречь изменением f и k.

Согласно уравнению (6) скорость продвижения фронта жидкостей иропорциональна градиенту давления независимо от того, являются ли пластовые жидкости газами или жидкостями. Однако в обоих случаях распределение давления будет различным. Распределение функции Ф в данном пласте-резервуаре одинаково для газов и жидкостей, но фронт нагнетаемой жидкости отличен для газов вследствие фактора у в уравнении (7).

Принятое тождество фронта у жидкостей и газов заставляет пренебречь изменением плотности газа у.

Хотя фронт нагнетаемой жидкости не зависит от вязкости пластовых жидкостей, абсолютное время перемещения пропорционально вязкости. Кроме того, скорости вытеснения, независимо от влияния вязкости, различны для газов и жидкостей при одинаковых конечных давлениях.

Наличие плотности в уравнении (7) строго ограничивает аналитический разбор движения фронта нагнетаемого газа. Однако применение потенциометрической модели с учетом этого фактора возможно. Необходимо лишь подсчитать распределение плотности из распределения потенциалов, а ее частное значение умножить на величину, обратную градиентам, для получения инкрементов времени согласно уравнениям (7) и (Ю).

Такая ступенчатая оценка последних нужна при переменных нроницаемости и пористости вытеснения. На практике эти изме-

Путем суммирования этих инкрементов вдоль индивидуаль ных линий тока можно построить поверхности постоянного времени. Они соответствуют, очевидно, разным фронтам нагнетаемой жидкости, или поверхностям раздела между нагнетаемой и вытесняемой жидкостями.

Необходимо отметить, что если коэффициент yhfjhe-переменная, то сумма величин обратных ЛУ недостаточна для количественного определения линии фронта нагнетаемого сухого газа. На практике необходимо принимать такие допущении, которые позволяют упростить уравнение (10). Так, если пренебречь изменениями проницаемости, то уравнение (10) приводится к

л/ - As

* Проведенный расчет для циркуляции газа в системе напорной кольцевой линии с центральной эксплуатационной скважиной и учетом переменной плотности газа показал эффективность вытеснения выше значения, даваемого уравнением 10.5(10) и исправленного на среднюю плотность для п <CS я меньше для > 5.

2 Рассматриваемая здесь общая теория применима также к изучению влияния слоистости в водонапорных резервуарах или при операциях по закачке воды. На количественные результаты влияет дополнительный фактор отношения подвижности (соотношение «проницаемость-вязкость») воды к подвижности нефти. Если соотношение превышает единицу, то влияние слоистости усиливается. Оно уменьшается, если подвижность воды ниже* чем нефтй.

нения обычно не учитываются, н время перемещения фронта определяется суммированием величин, обратных инкрементам потенциалов AV, Обычно не рекомендуется учитывать детали изменения проницаемости и пористости вытеснения, так как этч изменения весьма редко известны.

Кроме того, применение поправок, вызванных изменением плотности, оправдано только в непосредственной близости к забоям отдельных скважин. По этой причине в теоретическом анализе (параграф 10.5) проблема эффективности вытеснения рассматривалась для жидкости с одной и той же плотностью Ч

10.7. Влияние неоднородной проницаемости в системах циркуляции газа 2. Одной из основных проблем успешного проведения работ по циркуляции газа является борьба с прорывами, вызываемыми неоднородностью проницаемости. Определение эффективности вытеснения по площади фронта нагнетаемой жидкости для произвольного распределения скважин и расхода газа при нагнетании и эксплуатации применимо лишь к отдельным слоям. Если пласт состоит из отдельных слоев различной проницаемости, то процесс вытеснения происходит в каждом из них со скоростью, приблизительно пропорциональной их проницаемости. Если некоторые слои обладают более высокой проницаемостью, то вытеснение жирного и прорыв сухого газа наступают в них быстро, между тем как значительная часть продуктивного коллектора еще не охвачена процессом вытеснения. Конечная эффективность вымывания, т. е. доля вытесненного жирного газа к моменту первого прорыва сухого газа, пропорционально снижается. Если слои с различной проницаемостью разделены прослойками глин и в них отсутствует перемещение жидкости по вертикали, их можно рассматривать как систему параллельных продуктивных горизонтов.

Если в пласте существует потенциальная сообщаемость, нормальная к плоскостям напластования, она все же не имеет особого значения при условии, что распределение давления в отдельных зонах одинаково. Последнее условие возникает, если проницаемость и мощность отдельных слоев однородны по всей площади подземного резервуара, или если произведение проницаемости и мощности параллельно изменяется для раз-