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

вающей фазы при этих насыщениях называется «равновесной проницаемостью». Эти величины представляют собой предельные состояния насыщения и проницаемости, при которых могут быть установлены и поддерживаться равновесные или стационарные условия.

При насыщениях смачивающей фазой ниже равновесного значения установившиеся состояния могут поддерживаться при условии, что имеется стойкий источник смеси с постоянным составом. Насыщение жидкостями для каждого установившегося течения определяется составом потока жидкости, т. е. насыщения в нем распределяются так, что фазовые проницаемости обеспечивают перенос соответствующих компонентов в потоке в тех же пропорциях, как они поступают. Если начальные насыщения жидкостями не соответствуют условиям установившегося состояния, или состав потока жидкости меняется после установления стационарного состояния, возникает переходный период. Если ©бъемный состав комплексного потока жидкости должен по пути измениться, то распределение насыщения в породе для передачи измененного состава потока установится соответственно изменившимся условиям проницаемости. При переходе в область низкого давления свободный газ из смеси газ - жидкость увеличивается в объеме в результате выделения из раствора и расширения, и насыщение свободным газом в этой области усиливается. Это увеличивает скорость течения и проницаемость для фазы свободного газа по сравнению с проницаемостью для жидкой фазы. Подобные изменения распределяются непрерывно по всей пористой среде, даже если вся система в целом находится в установившемся состоянии. Можно считать, что порода обладает непрерывно меняющейся, но локализованной структурой, с которой связаны непрерывные изменения местных насыщений жидкостями, а также проницаемости. Если система в целом претерпевает переходный процесс, как это происходит в нефтеносном пласте, то пространственные распределения насыщения и проницаемости сами испытывают непрерывные изменения, соответствующие колебаниям общего содержания жидкости и давления комплексного подземного нефтяного резервуара. Определение временных и пространственных изменений насыщения жидкостями, проницаемости и давления составляет основную задачу при описании и предсказании поведения систем с многофазным течением.

Из кривых «проницаемость - насыщение» можно легко получить изменения величины насыщения жидкостями, необходимые для приспособления к колебаниям объемного состава потока жидкости. Соотношения относительных проницаемостей для отдельных фаз при постоянном распределении насыщения, деленные на соотношения вязкости тех же фаз, показывают, очевидно, относительные местные скорости течения для соответствующих фаз. В частности, для смеси жидкость - газ подобные соотношения составов, полученные из кривых проницаемости для газа

И жидкости, дают непосредственную величину местного газового фактора (свободного газа) в потоке как функцию местного насыщения газом или нефтью. Когда к этому значению добавляется растворенный газ, переносимый нефтяной фазой, легко получить полную величину местного газового фактора. Проверка данных фиг. 61 и 62 показывает, что газовые факторы (свободного газа) равняются нулю, пока не достигнуто равновесное насыщение жидкостью, а затем быстро возрастают с дальнейшим снижением этого насыщения. В этом наблюдении находят свое основное объяснение некоторые из наиболее важных характеристик так называемого режима «растворенного газа» в нефтяных пластах К

Основные представления и понятия рассматриваемой проблемы описывались до сих пор как проявление «эффекта Жа-мена», т. е. объяснялись сопротивлением, оказываемым отдельными пузырьками газа, попыткам протолкнуть их сквозь сжатие пор. Это сопротивление связано с капиллярными силами на разделе несмешивающихся фаз. Вследствие связи с капиллярным явлением гидродинамические системы, например нефтеносные пласты, в которых они возникают, часто рассматривались, как находящиеся под «капиллярным контролем или режимом».

Принятая терминология была неплохой, но она дезориентировала изучение основной проблемы течения многофазной жидкости. Принималось, что движение системы жидких смесей контролируется эффектом Жамена, причем подразумевалось, что такое наименование явления полностью его описывает и количественно уточняет. Микроскопический анализ поведения газовых пузырьков в пористой среде брался в таких упрощенных условиях и ему придавалось такое большюе значение, что фактически терялся всякий смысл в его интерпретации к многофазному течению.

Был проведен ряд исследований цепей из пузырьков в отдельных капиллярных трубках, эти пузырьки задерживались (индивидуально) между сжатиями по аналогии с захватом газовых пузырьков в пористых средах. Так как цепь из пузырьков у сжатий может выдержать весьма значительные давления, считали, что естественные нефтеносные пласты, находящиеся под «капиллярным контролем», отдают нефть и газ лишь из приза-бойной зоны. Последняя простирается на радиус, давление при котором превышает гипотетические сопротивления отдельных пузырьков, действующих последовательно, между скважиной и окружностью указанного радиуса. Считали, что за пределами этого радиуса жидкости неподвижны. Исходя из этого, делали

Отсутствие проницаемости для газа, пока не достигнуто равновесное насыщение, играет с теоретической точки зрения важную роль на раннем этапе разработки пластов с режимом «растворенного газа». Однако существование заметного насыщения среды свободным газом без его подвижности часто затемняется в промысловых наблюдениях другими факторами, связанными с естественными пластовыми и промысловыми условиями.

вывод, что предельный радиус, или «радиус дренирования», сокращается по мере падения нефтеотдачи и снижения давления. Кроме того, предполагали, что газовые пузырьки распределяются однородно по всему пласту с начала его эксплуатации.

Экстраполяция результатов первичных экспериментов над эффектом Жамена на нефтяной пласт ничем не оправдана, но это не обесценивает явлений сопротивления пузырьков в пористой среде, так как для проталкивания отдельных пузырьков или шариков сквозь сжатия пор необходимы конечные перепады давления. Это наблюдение очень важно для объяснения существования предела равновесного насыщения, необходимого для течения свободного газа. Но в противоположность поведению цепей из пузырьков в замкнутых капиллярах многочисленные боковые зазветвления пор в естественных породах делают возможным непрерывное течение жидкой фазы даже при условии, когда фаза свободного газа заторможена. С другой стороны, возникающее в пласте течение при сохранении проницаемости для несмачивающей фазы испытывает большее сопротивление, чем однородная жидкость. Это видно из различных кривых «проницаемость - насыщение» на фиг. 62-64, где сумма отдельных относительных проницаемостей намного меньше 100%.

Как показывают кривые на фиг. 62, сумма проницаемостей для газа и жидкости в плотном песчанике падает до Vs проницаемости для однородных жидкостей. При трех несмешивающихся фазах - газ, нефть и вода - сумма отдельных проницаемостей в рыхлых песках может упасть до 10% проницаемости для отдельных однородных фаз. Причина этого явления заключается в капиллярных силах на разделе фаз и по существу имеет ту же природу, что и силы в идеализированных экспериментах над эффектом Жамена. Необходимо отметить, что описание закона Дарси уравнением 4.1(1) является естественным обобщением систем многофазных потоков, «закона силы» для первоначального однородного течения, но его количественная справедливость не так хорошо установлена. Это значит, что функции кп кг II К определяются лишь путем распределения насыщения, но не зависят от вязкости жидкости и градиента давления. Что касается первой, то из разбора основных экспериментальных данных о зависимости «проницаемость - насыщение» видно, что фактически во всех комбинациях многофазных жидкостей не было найдено значительного эффекта вязкости жидкости.

* Распределение насыщения внутри различных фаз, а также между ними является первичной переменной, контролирующей функции проницаемости. Однако существует мало доказательств, что только величина насыщения определяет собой распределение. Фактически дальнейшее исследование микроявлений многофазного течения может выявить динамический эффект гистерезиса и некоторую степень колебания фазовых распределений с развитием системы потока. Может оказаться, что надо определять многофазные проницаемости не только функциями величин насыщения, но и как функции прошлого развития системы в целом.