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

в поступлении свободного газа из газовой шапки или газонасыщенного песка, который не изолирован от забоя скважины.

Вследствие неточности значений абсолютных величин указанных факторов такой анализ данных по скважинам редко осуществляется. В виде исключения можно пользоваться данными по газовому фактору или коэффициенту продуктивности, полученными в разное время, а также сравнить изменения газового фактора с изменениями коэффициента продуктивности. Например, устойчивый газовый фактор при убывающем коэффициенте продуктивности указывает на образование пробки у забоя скважины. Если величина газового фактора заметно увеличилась без соответствующего большого снижения коэффициента продуктивности, можно предположить, что имеется поступление в скважину внешнего свободного газа. Это предположение возникает также, если газовый фактор заметно меняется при колебаниях текущего дебита, а коэффициент продуктивности остается в основном постоянным.

Аналогичные соображения можно применить к истолкованию источника прорыва воды в скважину. Быстрый рост отбора воды должен повлечь за собой снижение коэффициента продуктивности, если только вода поступает в скважину по слоям внутри нефтяного горизонта. Если коэффициент продуктивности сохраняется при повышении отбора воды, можно сделать вывод, что последняя притекает из сонершенно независимых пластов или прорвалась сквозь слои нефтяного горизонта, которые до того не принимали значительного участия в нефтеотдаче.

Все эти объяснения режима скважины должны рассматриваться как руководство для более подробного исследования, но не как доказательство соответствующего механизма нефтеотдачи. Невозможно дать удовлетворительные количественные выводы из отдельных замеров коэффициента продуктивности или газового фактора, если отсутствуют полные данные о зависимостях «проницаемость - насыщение» для исследуемых продуктивных пластов. Необходимо также иметь более удовлетворительную физическую основу для оценки определений коэффициента продуктивности в многофазных системах. Однако это ограничение не обесценивает практического значения сравнительных, качественных и даже полуколичественных применений, разобранных в настоящем параграфе.

5.8. Заключение. Вследствие исключительной сложности гидродинамических уравнений для описания течения многофазной укидкости до сих пор еще не разработаны удовлетворительные решения систем, меняющихся во времени. Для получения некоторого представления о количественном смысле этих уравнений приходится прибегать к приближению и принимать установив-ьчиеся состояния для течения многофазной жидкости.

Установившиеся состояния описывают поведение быстро меняющихся систем и местных переходных состояний в сква*

жине неправильно, но они могут служить основанием для приближения к условиям течения, когда изменения протекают очень медленно; например, когда они связаны с изменением давления и содержания жидкости в пласте в целом, в результате нормальных процессов разработки и эксплуатации.

Для систем с простой геометрией уравнения установившегося состояния можно формально интегрировать. Однако их детальные решения могут быть получены лишь путем громоздких численных или графических, процедур. Они требуют знания термодинамических свойств жидкостей и зависимости «проницаемость - насыщение» в интересующем нас пласте. Первые материалы можно легко получить из анализа нефти и газа, взятых с забоя скважины или их моделированием на поверхности. Что же касается последних зависимостей, то сведения о них очень скудны. Были опубликованы данные для трехфазной системы лишь по ряду несцементированных песков. Следовательно, численные примеры систем установившегося движения, приведенные в этой главе, должны рассматриваться только как имеющие иллюстративное значение. Но качественные характеристики полученных результатов должны применяться также и к плотным продуктивным пластам в виду тождественности кривых «проницаемость - насыщение» для двухфазного течения и для всех типов до сих пор изученных пористых сред.

Основным выводом из интегрирования уравнений установившегося состояния является описание газонефтяного и водонефтяного факторов для исследуемых фаз [уравнения 5.1(3) и 5.1(4)] функциями соотношения давлений и проницаемости. Эти факторы могут быть использованы непосредственно как постоянные параметры строго установившихся систем; они должны также применяться местно, при переходных условиях, когда несколько фаз движутся одновременно. Они прямо пропорциональны соответствующим соотношениям проницаемости, которые в свою очередь определяются насыщениями жидкостей.

Без численного интегрирования формальные интегралы уравнений движения для установившегося течения [уравнения 5.1(6) и 5.2(2)] показывают, что текущие дебиты не строго пропорциональны перепаду давления, но уменьшаются с увеличением перепада давления. Распределение давления в линейных системах меняется нелинейно с расстоянием по направлению течения уравнение 5.1 (5)]. В радиальных системах давление меняется не строго линейно с логарифмом радиального расстояния [5.2(1)".

Текущие дебиты при установившемся течении в системах многофазной жидкости в общем ниже, чем при течении однофазной жидкости в той же пористой среде. Они уменьшаются с ростом газового фактора (фиг. 84) или водонефтяного фактора. Для неизменных факторов /? и и перепада давления текущие дебиты уменьшаются с падением пластового давления.

Насыщение нефтью в системах, дающих газ и нефть, но с неподвижной водной фазой, непрерывно уменьшается с приближе-

нием к поверхности стока (фиг. 85). Однако большая часть спада в насыщении концентрируется в непосредственной близости от поверхности стока. То же самое относится и к проницаемости для нефтяной фазы. Но если в системе отсутствует свободный газ, то установившееся течение нефти и воды имеет характер однофазной жидкости, за исключением того, что текущие дебиты определяются эффективными проницаемостями для соответствующих фаз [уравнение 5.3(3)].

Распределение жидкостей носит однородный характер и определяется водонефтяным фактором.

Если бы все три жидкости текли одновременно, определение поведения каждой фазы было бы значительно сложнее, хотя метод вычисления в основном аналогичен течению смеси газ - жидкость. Значения газового и водонефтяного фактора быстро увеличиваются с уменьшением насыщения нефтью, если в пласте имеется достаточно высокое содержание воды, чтобы придать последней подвижность. При приближении к забою скважины насыщение среды свободным газом в общем увеличивается. Возросшее насыщение газом вызвано в основном падением насыщения нефтью, а частично снижением водонасыщенности.

В практической оценке эксплуатационных характеристик отдельных нефтяных скважин рассматривается обычно текущий дебит на единицу падения давления (коэффициент продуктивности). Теоретически его можно выразить членами, определяющими свойства жидкостей (вязкость нефти и коэффициент пластового объема жидкости), радиусы скважины и внешнего контура, мощность горизонта и проницаемость для нефти [уравнение 5.5(2)]. Однако такая формулировка применима непосредственно только к установившемуся течению, для которого приток в действительных скважинах может быть в лучшем случае приближением. Вследствие неоднородного характера течения проницаемость для нефтяной фазы чувствительна к величине газового фактора и испытывает влияние перепада давления, а также абсолютной величины его. В дополнение к этому вязкость и коэффициент пластового объема жидкости также проявляют колебания с изменением давления. Поэтому коэффициент продуктивности не может служить абсолютной постоянной про-дуктивной системы, и его численное значение должно зависеть от условий измерения. Один способ сделать определение его более точным состоит в том, чтобы выразить коэффициент продуктивности как предельное значение текущего дебита на единицу падения давления, когда последнее становится равным нулю [уравнение 5.5(3)]. На основе такого определения можно высчитать значение коэффициента продуктивности для различных условий течения, если известны свойства жидкостей и породы. Примерные вычисления показывают, что благодаря многофазному характеру течения его можно получить из эквивалентного значения при течении однофазной жидкости делением на число порядка 5.