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

ходные периоды и эффект пуска скважины или изменения давления в ней не распространится на часть пластовой системы течения, а призабойная зона скважины не приобретет постоянного распределения давления, коэффициент продуктивности,, высчитанный посредством уравнения (1), не приблизится к постоянной величине, имеющей физическое значение.

Когда пластовые давления упадут ниже первоначальной точки насыщения и течение жидкости в результате выделения газа станет многофазным, коэффициент продуктивности, вычисленный из уравнения (1), становится еще менее определенным. Переходные состояния, описанные выше, имеют большую длительность, и приближение к установившемуся течению,-лежащее в основе уравнения (2), может иметь лишь асимптотическую справедливость. Кроме того, в условиях установившегося течения значение Сп, вычисленное из уравнения (1), теоретически зависит от абсолютной величины перепада давления . В частности, оно должно уменьшаться с повышением перепада давления. Чтобы полностью установить вычисленный или измеренный Сп, необходимо указать величину давления или перепада давления в скважине, с которым связан Сп. Коэффициент продуктивности Сп может быть определен вторично как предельное значение по уравнению (1), когда перепад давления становится нулевым; Сп, определенный таким образом, дается выражением

, 0,0094/г / А; о/ / /оч

Сп = V-г- -7г) сутки ат, (3>

где нижний показатель е обозначает, что данные к, /5 должны относиться к значениям при г, т. е. при пластовом давлении. Отсюда Сп зависит от состава всей поступающей жидкости, а также от основных параметров пористой среды. Истинная величина его значительно меньше, чем это вытекает из уравнения (2) для однофазной системы, из-за снижения к.

На фиг. 85 видно, что если водная фаза неподвижна, а ее содержание - 20%, то относительные проницаемости для нефти /Сн с у внешней границы системы, рассмотренной в параграфе 5.2, равны 0,50; 0,44 и 0,34 для газовых факторов 96,0; 270 к 900 MJM. Они дают также соотношения соответствующих коэффициентов продуктивности, полученных из уравнения (3), к их соотношениям, вычисленным из уравнения (2). Но если бы нефть и вода добывались как свободные фазы и с равным дебитом, то насыщение нефтью (согласно фиг. 87) было бы 0,48. Из фиг. 67 следует, что относительная проницаемость для нефти была бы 0,20, а коэффициент продуктивности Сп составлял 20% от своего значения при течении однофазной жидкости. Нако-

1 Эта зависимость обусловлена изменением вязкости и коэффициента Тсадки пластовой жидкости в результате колебаний давления фонтанирования на забое скважины, а также изменения проницаемости для нефти. Последний эффект часто доминирует в условиях многофазного течения.

-нед, из предыдущего параграфа видно, что распределение насы-ихенйя у входной границы (170 ат) было бы 0,20; 0,45 и 0,35 соответственно для газа, нефти и воды, если бы газовый факторе гипотетической установившейся системе равнялся 900.jW/>w а содерл<ание воды 13%. Относительная проницаемость для нефти при этом распределении (согласно фиг. 70) была бы 0,19, так что Сп составлял бы 19% от своего значения при течении однофазной жидкости.

Эти численные примеры основаны на ряде свойств жидкостей и характеристик зависимости «проницаемость- насыи;е-ние», приведенных в предыдущих параграфах. Кроме того, они относятся к пластовому давлению 170 ат и не имеют, таким образом, абсолютного значения. Полученные данные показывают порядок влияния многофазного течения на величину коэффициента продуктивности Сп.

Чтобы получить Сп соответственно уравнению (3) из промысловых данных, необходимо определить наклон у начала кривой зависимости текущего дебита от перепада давления. Такие отсчеты следует брать после того, как дебиты и давления фонтанирования в скважине стабилизировались и можно получить по крайней мере некоторое приближение к локализированным условиям установившегося течения. Очевидно, Bpevm,. необходимое для стабилизации, зависит от проницаемости, вязкости нефти, состава жидкости и величины изменения прежнего состояния притока. Промысловый опыт показывает, что условия на забое редко стабилизируются раньше 1 часа; обычно требуется 4-24 часа, а в очень плотных породах может пройти даже несколько дней раньше, чем наступит стабилизация.

5.6, Промысловые измерения коэффициентов продуктив-иости. Промысловый опыт по определению коэффициентов продуктивности показывает, что этот вопрос так же неясен, как и его теоретическое состояние. Можно привести много примеров отклонений величины коэффициента продуктивности от расчи-танного по текущему дебиту.

В отдельных случаях можно объяснить ненормальное поведение коэффициентов продуктивности, анализируя соответствующие наблюдения по колебанию газового фактора, длительности эксперимента и т. д., но в общем дать оценку Сп с неэмпирической и сравнительной точки зрения затруднительно. Вычисление коэффициентов продуктивности часто производится на основании отдельных измерений перепада давления и текущего дебита, а также простого осреднения значений, подсчитанных для двух или трех рядов измерений, независимо от имевшихся в них изменений. Полученные значения были использованы посредством линейной экстраполяции для получения потенциальных свободных дебитов или дебитов, которые следует ожидать при нулевом давлении фонтанирования на забое скважины. Вся проблема измерений коэффициента продуктив-

I §

НОСТИ покоится на неудовлетворительной физической основе. Проводимая процедура определения коэффициента продуктивности дает только средство для сравнительной оценки отдельных скважин и пластов с точки зрения возможной производительности и отбора нефти. Однако с экономической и физической точек зрения разрешение многих сложных факторов этой проблемы является важной задачей для исследований в области добычи нефти из подземных резервуаров

Численные величины коэффициента продуктивности, полученные из промысловых измерений показывают, что согласие между теорией и практикой в ряде случаев отсутствует. Из уравнения 5.5 (3) следует, что порядок величины коэффициента продуктив-

30 60

I 10

Фиг. 90. Изменение коэффициентов продуктивности в зависимости от параметров пласта.

к - проницаемость для воздуха в миллидарси; h - обнаженная мощность пласта в м; /г - вязкость пластовой нефти в сантипуазах; (3 - коэффициент пластового объема нефти. Сплошная линия построена согласно уравнению 5.6(1). Прерывистая линия - зависимость, cфopiмyлиpo-ванная установившимся состоянием радиального течения при r/f(, =4000. Кружочки - результаты проделанных

экспериментов; А, fx и к получены расчетным путем.

0,0034 kh, т. е. в 0,0034 раза больше продуктивной способности пласта в милли-дарси-метрах. За исключением очень плотных и тонких, а также несцементированных и мош,ных" горизонтов чи-

сленное значение коэффициента должно поэтому находиться в пределах от 0,1 до 50.

Сравнение промысловых наблюдений и данных анализа кернов показывает как хорошо согласуюш,иеся случаи, так и расхождения в 10-100 раз. Так, на фиг. 90 построены данные о Сп, нанесенные в зависимости от фактора khj. Скважины глу-биннонасосные и фонтанные имели диапазон для kh от 120 до 45 000 миллидарси-метр, вязкости пластовой нефти от 0,5 до 3,4 сантипуаза и значения от 1,02 до 1,48. Для всех скважин, за

1 Хорошая согласованность получается при определении как суммарного дебита газа и нефти на единицу перепада давления. Видимо, можно исключить много погрешностей из обычных данных о С, если ввести газ

в дебит притока. Хотя этот метод тоже по сути является эмпирическим, но он получил бы значение, если бы применялся в широких пределах.