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

продуктивности вблизи нулевого перепада давления можно вычислить из уравнения 5.3 (3), а дебит воды составит 15%, дебита нефти.

Распределение насып;ения жидкостями у забоя эксплуатируемой скважины можно установить тем же путем. Если давление фонтанирования на скважине составляет 17 ат то значение krjkny как это видно из фиг. 83, равно 0,235. Согласно фиг. 81 при 17 ат /гн = 2,37 сантипуаза, а = 1.077, а из уравнения 5. 3 (1) значение для kjkn = 0,062. Согласно фиг. 86 и 89 0,235 и А:в си - 0,062 расположены на соответствующих кривых для

в Of

0,30 при = 0,385. Следовательно, эти значения вместе с = 0,315 представляют насыщения породы жидкостью у забоя скважины при содержании воды в струе 13% и газовом факторе 900 м/м для давления фонтанирования 17 ат. Таким образом, между внешней границей (170 ат) и скважиной насыщение газом увеличится на 10%, в то время как насыщение нефтью и водой упадет соответственно на 6,5 и 3,5%.

Этим методом можно воспользоваться при промежуточных давлениях и, применив уравнение 5.2 (1), определить общее распределение давления и насыщение жидкостями. Рассмотренные примеры показывают, что даже для несцементированных песков необходимые данные по зависимости «проницаемостьнасыщение» (фиг. 86 и 89) еще недостаточно хорошо уточнены. Для плотных пород не имеется никаких опубликованных данных, выражающих полные интервалы подвижности трехфазных систем. Это обстоятельство подчеркивает необходимость накоплять такие данные. Однако приведенные соображения показывают, что суш,ествует физическая теория, позволяющая прилагать кривые зависимости «проницаемость - насыщение» к системам установившегося многофазного течения. Но пока не будут получены специфические данные о породах, представляющих практический интерес, гее развитые здесь локаза-

Фиг. 89. Кривые изменения соотношения проницаемости для газа к проницаемости по нефти в трехфазных

системах в зависимости от нефтенасыщения, для постоянного значения насыщенности свободным газом (в%)>

тельства в лучшем случае имеют полуколичественное значение .

Если известно насыш,ение жидкостями и связанные с ними давления, можно определить газовый и водонефтяной факторы простой инверсией описанной процедуры или непосредственным использованием кривых «проницаемость - насьщение». Изменение состава потока с насыш;ением жидкостями легко вывести из кривых, аналогичных приведенным на фиг. 86 и 89.

Кривые на фиг. 86 указывают на быстрый подъем значения кв/кц, а отсюда и водонефтяного фактора с падением насыщения нефтью для постоянного насыщения свободным газом. Даже если насыщение нефтью неизменно, кв/ки возрастает быстро с понижением насыщения свободным газом и ростом насыщения водой.

Относительные положения различных кривых на фиг. 89 выражают непосредственное влияние насыщения свободным газом на величину газового фактора, которая в значительной степени определяется посредством кг/к. Быстрый подъем в левой части диаграммы в основном обусловлен падением проницаемости для нефти с убыванием ее насыщения. Первоначальное падение на кривых кг/кп по мере убывания насыщения нефтью вызвано кривизной кривых газопроницаемости на фиг. 71, которая означает падение проницаемости для газа, даже при постоянных содержаниях его, когда вода начинает вытеснять нефть.

5.5. Коэффициент продуктивности. Теория. С практической точки зрения коэффициент продуктивности, рассмотренный в предыдущих разделах, является непосредственным критерием производительной способности нефтеносного пласта. Однако теоретически он представляет величину, зависящую от стольких факторов, что часто не представляется возможным дать количественное объяснение специфических численных значений известными физическими параметрами, от которых он зависит. Из его определения

дебит {м1 сутки)

Сп - коэффициент продуктивности =

(1)2

падение давления (ат)

следует, что для систем однофазной жидкости он должен иметь следующее значение:

0,0094 kh

С -

Другим приближением в произведенном разборе является пренебрежение капиллярными явлениями. Однако попытки количественного учета их не могут представить ценности, пока нельзя будет использовать данных о капиллярном давлении по естественным трехфазным системам.

* Для некоггорых целей более удобно пользоваться «удельным» коэффициентом продуктивности :(/Сп), т. е. Сп на единицу мощности зоны насыщения.

Течение однофазных жидкостей, содержащих конденсат, можно также описать по указанной методике, если только давления поддерживаются выше точки конденсации.

где к - проницаемость для однофазной жидкости в миллидарси; h - эффективная толща зоны насыщения; /5 - коэффициент пластового объема жидкости; /г -вязкость в сантипуазах.

Применение этой формулы даже с учетом ее ограничений требует знания к, h, /л, р и Гс. Значение к представляет, Очевидно, среднее из измерений по многим кернам, которые меняются часто от 10 до 100 раз в одних и тех же продуктивных пластах; я - вязкость нефти и коэффициент пластового объема жидкости при температуре и давлении подземного резервуара. Эти параметры можно определить соответствующим лабораторным измерением; Ге - радиус от оси ствола скважины, на окружности которого давление равно Ре. Последняя величина служит основанием для вычисления перепада давления, вызывающего течение в пласте. Обычно это давление принимается за пластовое, но соответствующее значение Гс нелегко определить; его часто берут как половину расстояния до ближай-П1ей эксплуатационной скважины. Допущенная произвольность исправляется тем обстоятельством, что Гс входит под знак логарифма в уравнение (2), так что вычисленное значение Сп мало зависит от абсолютного значения Ге.

Необходимо признать, что строго однофазных систем в естественных продуктивных пластах не существует. Но когда в коллекторе нет свободного газа, например, при пластовых давлениях, превышающих давление насыщения для нефти, уравнения установившегося течения последней формально тождественны уравнениям для однородной жидкости. Исключение состоит 3 том, что проницаемость для нефти должна быть исправлена на водонасыщение пласта, независимо от того, является ли водная фаза подвижной или неподвижной. При таких условиях уравнение (2) еще применимо, но с к, представляющим проницаемость для нефти.

К сожалению, поставленная задача разрешается не полностью. Перемещаясь при давлении даже выше точки насыщения, нефть обладает измеряемой сжимаемостью порядка

2,25x10" на 1 ат. Следовательно, предположение о наличии установившегося течения правильно в лучшем случае лишь приближенно. Хорошо известно, что когда скважину пускают в эксплуатацию впервые или когда она вновь вступает в эксплуатацию после длительного периода консервации, начальные дебиты обычно намного выше дебитов, которые устанавливаются несколько позже. Это врехменное явление наблюдается при извлечении нефти, насыщенной и не насыщенной газом. Оно обусловлено сжимаемостью нефти и свободного газа, если таковой присутствует в пласте. Пока не закончатся эти пере-