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

Таким образом, практические расчеты стационарного движения газированной жидкости можно производить, пользуясь этой заменой, что чрезвычайно облегчает их выполнение.

Методика расчета установившегося движения газированной жидкости с учетом зависимости от давления исходных физических величин - вязкости, растворимости и усадки (изменение объема жидкости при снижении давления от пластового до атмосферного) - была развита в ряде последующих работ М. Д. Розенберга, Л. А. Зиновьевой, А. А. Боксермана и других [34, 35].

Остановимся очень коротко на результатах, относящихся к неустановившемуся движению газированной жидкости. Неустановившееся движение газированной жидкости является наименее разработанной задачей. Некоторые авторы решают ее методом материального баланса, связывая среднее пластовое давление с насыщенностью и отбором из всего месторождения в целом [Лт. VHI. 6; 36].

При этом рассмотрении исключается роль скважин. Между тем знание поведения скважины является весьма важным, например связь дебита при нестационарном режиме с забойным давлением и т. д. Ряд существенно важных результатов, основанных на применении метода последовательной смены стационарных состояний, был получен К. А. Царевичем.

К. А. Царевич решил задачу об истощении месторождения, которое эксплуатировалось прп режиме растворенного газа. При этом месторождение рассматривалось как замкнутый нефтяной подземный резервуар, где давление первоначально равно давлению насыщения. Резервуар вскрывался скважиной, и начинался отбор жидкости.

К. А. Царевич исследовал вторую фазу нестационарного движения, когда условная воронка депрессии дошла до границ резервуара и начиналось истощение залежи в целом.

Аналогичные расчеты методом конечных разностей выполнил В. А. Архангельский и получил очень сходные результаты. Эти результаты кратко заключаются в следующем.

Будем откладывать по оси ординат среднее пластовое давление, которое можно принять с большой точностью равным контурному давлению. По оси абсцисс будем откладывать насыщенность, также среднюю по пласту (рис. IX. 33).

Как следует из рис. IX. 33, когда давление падает до нуля, насыщенность не снижается ниже 60-70%. Это означает, что за счет энергии растворенного газа из пласта может быть отобрано только около 30% всего запаса.

К. А. Царевич также рассчитал изменение газового фактора в зависимости от времени при неустановившемся режиме растворенного газа.

Если откладывать по оси абсцисс время, а по оси ординат газовый фактор (рис. IX. 34), то оказывается, что газовый фактор сначала

растет, а потом падает, что между прочим в первых работах Маскета [371 не было отмечено.

Задача о первой фазе нестационарного движения была рассмотрена М. М. Глоговским и М. Д. Розенбергом [38], которые показали, что первая фаза не играет большой роли в жизни месторождения по сравнению со всем периодом эксплуатации.

Задача о вытеснении газированной жидкости водой - одна из важных практических задач - была решена М. М. Глоговским и М. Д. Розенбергом также методом последовательной смены стационарных состояний [38], причем оказалось, что в начальный период.

SO 100 е; уо

Рис. IX. 33. Нефтеотдача ири газовом режиме.

Рис. IX. 34. Изменение газового фактора во времени при газовом режиме.

когда сказывается влияние первой фазы нестационарного режима, расчет нужно вести по сложным, весьма громоздким формулам. В дальнейшем, в период второй фазы, когда вытеснение началось, расчет можно вести, заменяя газированную нефть фиктивной однородной несжимаемой жидкостью, как указывалось выше.

Заканчивая этот раздел подземной гидродинамики - теорию движения газированной жидкости, нужно еш,е раз сказать, что он находится в стадии разработки и становления. Сравнительно законченной строгой теории, какую мы имеем для однородной жидкости, еш,е не суш,ествует, хотя уне имеются рациональные приближенные методы, позволяющие производить промысловые расчеты. При этом необходимо иметь в виду следующее: физические константы пласта и содержащейся в нем газированной жидкости входят как параметры в расчетные ура1шения. К необходимым при всех обстоятельствах лабораторным определениям всегда следует дополнительно определять эти константы из промысловых данных, т. е. из фактических дебитов и пластовых давлений месторождения за некоторый минимально возможный интервал времени. Тогда сравнение дальнейшего действительного режима месторождения с расчетным за последующий

* Нодой принято называть линию на фазовой диаграмме, соединяющую точки, соответствующие компонентным составам сосуществующих фаз - жидкой и газообразной.

интервал времени будет служить критерием практической применимости того или другого приближенного метода расчета, пока отсутствует более строгая теория. Отметим, что возможность точного интегрирования уравнений неустановившегося двинадния газированной жидкости для некоторых частных случаев была указана М. Д. Розенбергом [39]. Одно из таких решений с результатами численных расчетов на электронной вычислительной машине приведено в [48].

§ 9. Уравнения движения многокомпонентных смесей с учетом фазовых превращений

При разработке нефтяных месторождений в пористой среде часто возникает движение многокомпонентной смеси углеводородов [49]. Эта смесь может состоять из двух фаз - жидкой и газообразной - или быть однофазной. Кроме углеводородных компонентов, в пористой среде могут присутствовать также неуглеводородные компоненты, растворимые или практически не растворимые в углеводородных смесях (например, вода). Движение многокомпонентной смеси в пористой среде характеризуется переходом отдельных компонентов из одной фазы в другую. Такой характер фильтрационных течений возникает, в частности, при движении газированной нефти, при вытеснении нефти газом высокого давления [40, 45], движении газоконденсатной смеси [41, 47] и т. д.

Проводившиеся ранее исследования движения газированной жидкости основывались на принятии экспериментального закона растворимости газа в нефти. При этом вся фактическая многокомпонентная смесь условно подразделялась на жидкую часть, переход которой в газовое состояние не происходит, и на газ - свободный и растворенный в жидкости. Для фильтрации газированной нефти такой подход оказался возможным и эффективным. Однако для закачки в пласт газа высокого давления и для общего исследования движения многокомпонентных смесей в пористой среде необходимо основываться на более общих термодинамических закономерностях - фазовых соотношениях [42, 45; Лт. I. 9].

При первом рассмотрении изложенной выше проблемы будем полагать, что н каждой точке пористой среды осуществляется равновесное фазовое состояние. Раввовесные фазовые соотношения для углеводородных смесей п.чеются н работах [42, 43].

При заданной в виде параметра температуре для каждого давления и общего компонентного состава смеси эти соотношения позволяют установить содержание каждого компонента в жидкой и газообразной фазах. На рис. IX. 35 изображена фазовая диаграмма [43] для сис1емы метан Г.ь нормальный бутан л - с4 и декан Сщ. Кривые на этой диаграмме соответствуют различным значениям давления. Они выделяют на диаграмме области двухфазного состояния системы. Точка пересечения коды i, проходящей через соответствующую точку, характеризующую общий компонентный состав системы, с частью кривой, расположенной ниже критической точки, соответствует составу жидкой фазы и точка пересечения поды с верхней частью кривой - составу газовой фазы. Соотношение жидкой и газовой фаз определяется [42 ] из соответствующпх длин частей ноды по правилу рычага.

Реальные нефти и газы состоят из многих компонентов. Поэтому для характеристики фазового состояния вообще нужны более сложные многомерные