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

"h7Z "s "ei,s

Лаблвный am

Фиг. 83. Вычисленное изменение соотношения проницаемости для газа к проницаемости по нефти в зависимости от давления в гипотетических системах с установившимся течением многофазной жидкости, для постоянных газовых факторов - Ay/Cjj = проницаемость для

газа/проницаемость по нефти.

II I

5ия 8i,6 108,8 Оадвние да8ления,ат

Фиг. 84. Кривые зависимости текущих дебитов от падения давления для постоянных значений газового фактора R и установившегося состояния течения многофазной жидкости. Для прямолинейной зависимости проницаемость и вязкость приняты постоянными: Q = {Q\grjr)l2jihk, где -фактический дебит; h, f - мощность и проницаемость породы; р, р-давления при и г; принято постоянной величиной - 170 ат.

пластовых давлений, находим, что для тех же самых газовые факторов текущие дебиты на единицу падения давления уменьшаются с падением пластового давления. В естественных пластах, разрабатываемых за счет энергии растворенного газа, производительность скважин обычно падает с убыванием пластового давления.

В промысловой практике продуктивность эксплуатационных скважин оценивается дебитом нефти на единицу падения давления. Суточный дебит в тоннах или куб. метрах, приходящийся на 1 ат падения давления, называется «коэффициентом

Сд г

Фиг. 85. Кривые распределения нефтенасыщения, расчетного давления и проницаемости для постоянных значений газового фактора R при установившемся состоянии радиального многофазного течения: = (давление на радиусе г)/(давлеыие на г);

/7=170 ат\ г = 200 м\ q- нефтенасыщение; kjk - относительная проницаемость для нефти; - радиус скважины,

равный 7,5 см. Принятое насыщение связанной водой

.равно 20%.

продуктивности». В этом определении не учитывается возможное изменение коэффициента продуктивности с перепадом давления. Согласно фиг. 84 коэффициент продуктивности должен уменьшаться с увеличением перепада давления. Для придания теоретического значения термину «коэффициент продуктивности» необходимо уточнить условия измерения. Удобным и простым ограничением для единого значения коэффициента продуктивности является требование, чтобы он выражал предельные условия нулевого перепада давления. Коэффициент продуктивности, очевидно, пропорционален наклону у начала

i?b. (1)

уравнение (1) дает кв/кн как функцию давления. Отсюда из зависимости между кв/ки и насыщением жидкостями послед-

Одновременное течение нефти и воды в двухфазных и трехфазных системах в установившемся состоянии возможно только в ограниченном интервале распределения насыщения породы жидкостями. Сомнительно, чтобы течение такого типа имело значение в естественном подземном резервуаре. Настоящий разбор только показывает зависимости между распределением насыщения жидкостями и объемным составом течения, как это вытекает из характеристик «проницаемость - насыщение» пористых сред.

кривых, изображенных на фиг. 84. Аналитически он определяется выражением

0,0172

" = » R \аг/Г сутки lam, (7)

где кя, /н, относятся к проницаемости для нефти (в миллидарси), вязкости и объемному коэффициенту нефти при пластовом давлении; h - толш;а зоны насыщения, а г, Гс - эффективные радиусы внешней границы питания и скважины. Для применения уравнения (7) нет необходимости оценивать интеграл из уравнения (2). Однако оно означает предельное условие нулевого перепада давления и его нельзя применять для определения производительности скважин при высоких перепадах простым умножением Сп на интересующий нас перепад давления.

5.3. Радиальное течение двухфазной жидкости. Отсутствие течения свободного газа. Отсутствие течения свободного газа в системах с многофазными жидкостями означает, что в них либо нет фазового насыщения свободным газом, либо во всей системе оно не превышает равновесного значения. Однако последнее условие не может сохраняться при установившемся течении. Если у(н) = 0, то согласно уравнению 5.1 (4) местный газовый фактор R уменьшается в направлении убывающего давления. Разумеется, в переходных условиях развития равновесного насыщения свободным газом течение последнего отсутствует до возникновения где-либо в системе равновесного насыщения газом. Тем не менее, если течение принадлежит к строго установившемуся типу, потока свободного газа нельзя избежать, если только он не отсутствует вообще в системе. При этом наблюдается одновременное течение нефти и воды при давлениях всюду выше точки насыщения, так что и являются постоянными по всему перепаду давления, обусловливающему течение.

Характеристика систем с установившимся течением нефть - вода определяется водонефтяным фактором /?в, связанным с соотношением проницаемостей выражением