способ отбора проб газожидкостного потока и устройство для его осуществления. Изокинетичность потока нефти


Условие - изокинетичность - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Условие - изокинетичность

Cтраница 1

Условие изокинетичности является основным при пробоотборе.  [2]

Несоблюдение условия изокинетичности приводит к ошибочным1 результатам при измерении концентрации дисперсной фазы ( порозности -) с использованием пробоотборников.  [3]

Согласно условию изокинетичности скорость воздуха в пы-лезаборном носике соответствовала скорости газа в газоходе.  [4]

При отборе пробы следует соблюдать условие изокинетичности, то есть условие равенства скоростей газа в потоке и во входном сечении заборной трубки. Для этого трубка снабжается комплектом сменных наконечников.  [5]

При отборе пробы следует соблюдать условие изокинетичности, то есть условие равенства скоростей газа в потоке и во входном сечении заборной трубки. Для этого трубка снабжается, комплектом сменных наконечников.  [6]

Кроме того, принципиально невозможно выполнить условие изокинетичности из-за непостоянства скорости пыле-газового потока. Отсюда возникает необходимость непрерывного измерения скорости потока и непрерывного регулирования по полученным результатам скорости пробоотбора.  [7]

С помощью регулятора скорости поддерживается такая скорость подачи пробы, чтобы выполнялось условие изокинетичности. Осажденная циклоном пыль собирается в пылесборнике 8 и периодически через равные промежутки времени пересыпается в чашку 9 автоматических торзионных весов. Периодичность, с которой происходит пересыпание пыли из пылесборника, может быть равной 2; 4; 6; 8; 12 и 24 мин.  [8]

Для изучения механизма образования отложений, как правило, следует отобрать пробу летучей золы при условии изокинетичности ( см. § 2.2), измерить температуру газов ( оптическим пирометром, отсосной или жезловой термопарой в зависимости от температуры газов в изучаемом газоходе), определить состав газов, так как наличие полувосстановительной среды снижает плавкостные характеристики золы. Золу подвергают ситовому и химико-минералогическому анализам, оценивая ее шлакующие свойства. Определяют содержание горючих в летучей золе, склонность золы к спеканию.  [9]

Запыленный воздух отбирается из воздухопровода 1 ( рис. 6 - 13) при помощи трубок 2 с соблюдением условия изокинетичности.  [11]

Наиболее достоверный результат при отборе пробы получают при расположении ввода параллельно ламинарному основному потоку дисперсной среды в невозмущенной его части при соблюдении условий изокинетичности. При нарушении изо-кинетичности концентрация отобранных частиц не будет равна концентрации дисперсной среды в потоке.  [13]

После прогрева одну из обкладок конденсатора электрически соединяют с фильтровальной перегородкой, устанавливают пылеотборную головку навстречу потоку и отбирают на фильтр ( с соблюдением условия изокинетичности) пробу пыли массой 50 - 100 мг. По окончании отбора пробы пылеотборную головку вынимают из газохода, очищают от слоя осевшей на ней пыли, защищают электрическим экраном, чтобы исключить влияние внешних электрических полей, и после этого соединяют конденсатор с электрометром для измерения потенциала емкости V, В.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Условие - изокинетичность - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Условие - изокинетичность

Cтраница 2

Отбор проб дисперсной фазы с целью определения ее концентрации в дисперсной системе может быть как изоки-нетическим, так и неизокинетическим. Условие изокинетичности при отборе проб означает равенство скорости дисперсного потока и скорости газа ( жидкости) во входном отверстии пробоотборника.  [16]

Альнера, промышленностью не выпускаются, что пока ограничивает их распространение. Использование трубок нулевого типа позволяет при условии изокинетичности отбирать и определять запыленность потоков с частицами от 10 до 20 мкм и выше практически во всем диапазоне нагрузок котлов. При очень низких скоростях аэропотока ( ниже 5 м / с) точность отбора снижается, в связи с чем трубки при таких скоростях следует тарировать с использованием трубок Прандтля.  [18]

Применение метода термопреципитации для отбора проб непосредственно из газоходов ограничено. Это связано с трудностями подбора диаметров каналов пробо-отборных трубок и входных отверстий их сменных наконечников для соблюдения условий изокинетичности при сравнительно малой объемной скорости газа, просасываемого через термопреципитатор... Расчеты показывают, что для - оптимальной объемной скорости просасываемого газа через термопреципитатор, составляющей 5 - 8 см3 / мин, диаметр входного отверстия сменного наконечника для соблюдения изокинетичности отбора при скорости газа в газоходе 5 м / с должен быть не более 0 7 мм, а при 2 м / с - не более 1 2 мм.  [19]

Здесь V4 - объем частицы дисперсной фазы; Уф - объем, приходящийся на дисперсную фазу; под е понимается мгновенное значение порозности в месте отбора пробы. Однако одним из важнейших требований корректности определения N ( а значит и е) с помощью пробоотборников является так называемое условие изокинетичности.  [20]

Возможные варианты расположения пробоотборного зонда в газоходе представлены на рис. 2.13. При отборах пробы, выполненных согласно схемам а, б и 0, полу - чается неверный результат вследствие того, что поток пылевых частиц разбивается непосредственно после изгиба газохода или у входа в пробоотборный зонд Только при расположении зонда параллельно основному потоку в невозмущенной его части при соблюдении условия изокинетичности ( вариант е) можно получить наиболее достоверный результат.  [21]

Из-за инерционных свойств частиц пыли в первом случае концентрация пыли в пробе оказывается меньшей, чем в основном газовом потоке, а во втором - большей. Очевидно, чем меньше размер частиц пыли, тем меньшее влияние оказывают инерционные свойства частиц на анизокинетич-ность. На соблюдение условий изокинетичности оказывают влияние соотношение диаметров пробоотборного ( аспирацион-ного) зонда и диаметра газохода, толщина стенки аспирацион-ного зонда, его длина и др. При соблюдении условия изокинетичности концентрация пыли в пробе равна концентрации пыли в основном потоке независимо от размера частиц.  [23]

Прежде чем приступить к отбору пробы, необходимо подобрать сменный наконечник. Диаметр носика сменного наконечника подбирают, исходя из условия изокинетического отбора пробы, согласно которому скорость газа во входном сечении наконечника должна быть равна скорости газового потока в точке отбора пробы. Если туман мелкодисперсный, условие изокинетичности можно не соблюдать.  [24]

Наоборот, при v0 v в отобранной пробе газа процент крупных частиц может оказаться больше, чем в основном газовом потоке. Поэтому, чтобы проба была представительной в отношении концентрации пыли и ее дисперсного состава, необходимо обеспечить равенство скоростей в отверстии наконечника пылезаборной трубки и в основном газовом потоке. Это требование принято называть условием изокинетичности при отборе пылевых проб.  [26]

Необходимо избегать попадания их на кожные покровы. Селен в газе находится в виде твердых частиц. При отборе его осаждают на ватные тампоны в условиях изокинетичности. Расчет скорости отбора газа см. в разд. Собирают установку ( см. рис. 14), но вместо гофрированных сосудов применяют гофрированные трубки ( см. рис. 15) с ватными тампонами. После проверки герметичности заборную трубку вставляют в газоход и отбирают 200 - 300 л газа, как описано в разд. При высокой температуре в точке отбора первый тампон по ходу газа делают из стекловолокна или асбестового волокна. По окончании отбора пробы установку отключают, заборную трубку вытирают с наружной стороны влажной ватой, которую выбрасывают.  [27]

Следует особо подчеркнуть, что при определении содержания сероводорода, меркаптановой серы, паров воды, метанола, гликолей и др., а также точек росы по влаге и углеводородам пробы отбирают непосредственно в прибор для анализа. Существенные особенности имеет и отбор проб газа из двухфазного ( газожидкостного) потока: в этих случаях может устанавливаться промежуточная - емкость ( каплеуловитель), а также фильтр из стеклянной ваты. В этом случае решающее значение имеет представительность пробы и по крайней мере необходимо соблюдать так называемое условие изокинетичности.  [28]

Из-за инерционных свойств частиц пыли в первом случае концентрация пыли в пробе оказывается меньшей, чем в основном газовом потоке, а во втором - большей. Очевидно, чем меньше размер частиц пыли, тем меньшее влияние оказывают инерционные свойства частиц на анизокинетич-ность. На соблюдение условий изокинетичности оказывают влияние соотношение диаметров пробоотборного ( аспирацион-ного) зонда и диаметра газохода, толщина стенки аспирацион-ного зонда, его длина и др. При соблюдении условия изокинетичности концентрация пыли в пробе равна концентрации пыли в основном потоке независимо от размера частиц.  [29]

Собирают установку для определения запыленности методом внешней фильтрации. Отбирается проба, для чего пробозаборная трубка вводится в воздуховод на 1 / 3 - 1 / 2 его диаметра загнутым концом против движения газа. Включается аспиратор для отбора пробы воздуха. Пробы отбирают в тех точках, где измеряли скорость газового потока. Отбор ведется в условиях изокинетичности в течение 10 мин. Отбирают 3 пробы на входе в пылеулавливающую установку ПУ и 3 пробы на выбросе в атмосферу.  [30]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

способ отбора проб газожидкостного потока и устройство для его осуществления - патент РФ 2091579

Использование: нефтяная промышленность, а частности отбор проб при определении газового фактора и дебита скважин. Сущность изобретения: в зоне отбора проб создают условия для критического течения основного потока, а отбор пробы ведут из этой зоны с критической скоростью течения отбираемого потока, при этом критические режимы течений создают путем установки на пути потоков калиброванных штуцеров и отбором пробы в пробоотборную трубку из зоны критического истечения основного потока. 2 с. и 2 з.п. ф-лы, 4 ил. Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при отборе частиц (пробы) газонефтяного потока, поступающего из скважины на поверхность. Отбираемая проба газонефтяного потока используется для определения величин газового фактора и дебита скважин и от степени ее представительности (идентичности основному потоку) зависит достоверность определяемых величин. Представительность пробы определяется тремя основными факторами: изокинетичностью основного потока и отбираемой пробы, гомогенностью потока в зоне отбора проб и пульсирующем режиме работы скважины, длительностью отбора части потока. Известный способ отбора проб для измерения газового фактора, включающий установку в трубопроводе трубного сопротивления с осевым каналом, перемешивания компонентов газонефтяной смеси в этом канале и отбор из него части смеси, а также устройство для осуществления этого способа, включающее трубопровод и установленный в трубопроводе штуцер, канал которого выполнен с радиальным отводом для отбора проб [1] Известные способ и устройство создают достаточно высокую гомогенность потока, но не обеспечивают изокинетичности основного и отбираемого потоков. Известный способ отбора проб газонефтяного потока, предусматривающий установку на пути потока многоканального (многоструйного) трубного сопротивления и отвод в мерник одной из струй, а также устройство для осуществления этого способа, содержащее установленное в трубопроводе трубное сопротивление с каналами одинакового диаметра, один из которых сообщается с обводной пробоотборной трубкой [2] Недостатками известного способа и устройства являются невозможность отбора достаточно представительной (идентичной основному потоку) пробы, так как в различных каналах потоки газожидкостной смеси неоднородны по количественному соотношению газа и жидкости, а также то, что не выдерживается принцип изокинетичности потоков из-за различных градиентов давления в каналах. Наиболее близким к изобретению является способ отбора части газожидкостного потока, включающий создание гомогенной среды путем интенсивного перемешивания основного потока и отбора проб при изокинетическом режиме течения основного и отбираемого потоков. Устройство для осуществления этого известного способа содержит корпус с размещенным в нем изокинетическим зондом и турбулизатор потока в виде коаксиально установленного в корпусе патрубка с турбулизирующей решеткой [3] Техническими недостатками известного способа и устройства являются недостаточная гомогенизация газожидкостной среды и сложность в обеспечении изокинетического режима течения потоков, так его нужно постоянно контролировать и поддерживать. Техническая задача изобретения создание способа отбора проб газожидкостного потока и устройства для его осуществления, которые позволяют повысить представительность отбираемой части газожидкостного потока, обеспечить высокую степень гомогенизации газожидкостной смеси в зоне отбора проб и стабилизировать изокинетический режим течения основного и отбираемого потоков. Задача решается тем, что при отборе проб газожидкостного потока, включающем создание гомогенной среды в зоне отбора и изокинетического режима течения основного и отбираемого потоков, создают зону критического течения основного газожидкостного потока и отбор пробы ведут из этой зоны с критической скоростью течения отбираемого потока, при этом критические режимы течений потоков создают путем установки на их пути штуцеров, на входе и выходе которых поддерживают давления, соотношения которых не меньше 1,6. Сущность изобретения заключается также в том, что в устройстве для осуществления этого способа, содержащем полый корпус с каналами для входа и выхода газожидкостного потока и размещенную в полости корпуса пробоотборную трубку, в корпусе и на входе пробоотборную трубку установлены докритические штуцеры, при этом их проходные сечения заданы так, что обеспечивают установление критических режимов течения газожидкостных потоков, а пробоотборная трубка размещена так, что вход в нее (в установленный в нем штуцер) находится в зоне критического истечения основного газожидкостного потока. Для быстрой настройки устройства на любые расходы по жидкости и газу штуцеры могут быть выполнены сменными, а при работе в скважинах, оборудованных штанговыми насосами, перед штуцером в корпусе устройства и в пробоотборной трубке необходимо установить обратные клапаны. На фиг. 1 приведена схема устройства для реализации способа; на фиг. 2 - устройство, смонтированное в скважинной арматуре; на фиг. 3 графики замеров дебита и газосодержания; на фиг. 4 график замера дебита при различном расстоянии точки отбора проб от зоны критического течения потока. Предлагаемый способ основан на законах движения газожидкостной системы в поле сил, вызванных перепадом давления на сужающих устройствах соплах. На докритических соплах, какими являются используемые на нефтегазопромыслах штуцеры, скорость потока на выходе из сопла меньше либо равна критической, равной скорости звука при данном давлении и температуре. Если при заданном перепаде давления скорость потока на выходе сопла достигает критической скорости, то дальнейшее увеличение давления на входе не приводит к изменению скорости. При этом наступает так называемый кризис течения. Как показывают расчеты и опытно-промышленные испытания устройство, критическая скорость на выходе штуцера достигается при условиях, когда отношение давления на входе штуцера к давлению на его выходе равно или больше 1,6. Факт достижения потоком критической скорости легко проверяется на практике путем изменения давления на входе или выходе штуцера соответственно центральной или коллекторной задвижкой. Если при изменении давления расход (дебит скважины) не меняется, то на штуцере установилось критическое истечение газожидкостной системы. Поместив в область критического истечения газожидкостной системы пробоотборную трубку (зонд) с докритическим соплом-штуцером, можно отсечь часть потока, который в штуцере будет двигаться также с критической скоростью, то есть в изокинетическом режиме с основным потоком. При этом доля отбираемой части потока, которая определяется отношением площадей, проходных сечений штуцеров может меняться в широких пределах (0,5-10-3) путем изменения диаметра штуцера в пробоотборной трубке, обеспечивая тем самым требуемое время измерения и требуемый объем замеряемой жидкости. Требование гомогенности среды в точке отбора, как известно, удовлетворяется при критическом истечении газожидкостной системы. Способ реализуется устройством, обеспечивающим прохождение всей продукции скважины через калиброванное трубное сопротивление (штуцер) и содержащим пробоотборный зонд с запорным вентилем и съемным штуцером с заостренным концом, который на входном участке имеет калиброванный канал малого диаметра, а на выходном участке канал большого диаметра, равный или близкий по диаметру каналу в пробоотборном зонде. Устройство (фиг.1) для отбора проб содержит корпус 1, на входе в который установлен сменный штуцер 2, канал 3, в котором является каналом для входа газонефтяного потока в полость корпуса. Штуцер 2 подбирают исходя из условия установления в нем критического режима течения газожидкостной смеси. В полости корпуса 1 соосно штуцеру 2 установлена пробоотборная трубка (зонд) 4 с запорным вентилем 5, через который она может быть подсоединена к мерному сепаратору и газовому счетчику. На входе в пробоотборную трубку 4 установлен штуцер 6, который также, как и штуцер 2 обеспечивает критический режим течения смеси. Расположение торцов штуцеров 2 и 6 в одной плоскости гарантирует установку входа трубки 4 в зону критического течения потока в штуцере 2. В корпус 1 трубка 4 вводится через уплотнительное резьбовое соединение 7, что обеспечивает возможность корректировки положения штуцера 6 относительно штуцера 2. Для выхода газонефтяного потока из полости корпуса 1 служат радиальные каналы (отверстия) 8. Устройство с критически штуцером устанавливают в выкидную линию 9 скважины через уплотнение 10 и фиксируют резьбовым соединением 11. Устройство может быть смонтировано непосредственно в скважинной арматуре (фиг. 2). В этом случае в качестве корпуса 1 используется арматура скважины. Для удобства монтажа пробоотборная трубка помещена в перфорированный патрубок 12, соединяющий штуцер 2 с фланцем 13. Как правило, на большинстве эксплуатационных скважин уже стоят рабочие штуцеры, определяющие режим их работы. Рабочие штуцеры установлены по схеме, аналогичной показанной на фиг.1, но в заглушенном с торца корпусе. Для ввода трубки 4 в торце корпуса 1 делают отверстие, которое в период эксплуатации скважины может быть закрыто пробкой. Для оценки режима течения газонефтяной смеси замеряют буферное давление (на входе в штуцер) и линейное (на выходе из штуцера). Если отношение замеренных давлений выше 1,6, то рабочий штуцер обеспечивает критическое течение потока, а отбор представительной пробы может производиться на всех штуцерах с диаметром, равным ему или меньше. Если отношение давлений меньше 1,6, то следует установить штуцер меньшего диаметра и добиться необходимого соотношения давлений. Надежность выхода на критический режим проверяется путем регулирования линейного давления линейной задвижкой. Если рост линейного давления в пределах 0,2 0,4 МПа не ведет к изменению замеряемого дебита, то режим течения является критическим. Способ можно реализовать следующим образом. При открытии запорных задвижек арматуры скважины газонефтяной поток поступает в штуцер 2, на выходе из которого устанавливают критическую скорость истечения, что обеспечивает гомогенность газонефтяной смеси. При открытии вентиля 5 на штуцере 6 обеспечивается критический перепад давления и устанавливается изокинетический режим течения отбираемой части (пробы) газонефтяного потока. Поскольку изокинетический режим течения при таком способе отбора проб практически является саморегулирующимся, то высокая степень представительности проб гарантируется. Отбираемая часть газонефтяного потока используется для получения данных по газосодержанию продукции и дебиту скважины. При подключении трубки 4 к мерному сепаратору газосодержание определяют по отношению объема газа, прошедшего через газовый счетчик, к объему жидкости в сепараторе. Дебит скважины по жидкости рассчитывают путем умножения объема жидкости, поступившей в мерник в единицу времени, на отношение площади проходного сечения штуцера, установленного в корпусе устройства для отбора проб, к площади проходного сечения штуцера, установленного в пробоотборном патрубке. Конструкция устройства позволяет для скважин, значительно отличающихся по дебиту и газосодержанию, подбирать для пробоотборной трубки штуцер с диаметром входного канала, обеспечивающим представительный отбор части продукции скважины за заданный промежуток времени при заданных объеме мерника и рабочих характеристиках газового счетчика. Все упомянутое (в совокупности) обеспечивает упрощение способа получения гомогенной среды в точке отбора и изокинетического режима отбора части потока, повышает представительность отбираемой газожидкостной системы и надежность замеров газосодержания и дебита скважин, а также расширяет диапазон замеряемых дебитов и газосодержаний. На графиках (фиг.3) представлены результаты опытно-промышленных испытаний способа и устройства. Кривая "А" замера дебита скважины построена по результатам, полученным на скважине 1117 Тагринского месторождения, которая на штуцере 6 мм работала с дебитом по нефти 38 м3/сут. Давление на устье скважины составляло 55 ати, в коллекторной линии 9 ати. Давление на выходе штуцера меняли коллекторной задвижкой до 50 ати. Результаты замера дебита и газосодержания (кривая "В") устройством оставались практически постоянными при изменении давления на выходе штуцера от 9 ати до 33 ати, что указывает на критический режим течения газожидкостной смеси на выходе штуцера. При дальнейшем росте давления (при соотношении давлений меньше 1,6) режим истечения стал докритическим и результаты замера газосодержания и дебита стали зависеть от давления, что указывает на нарушение условий гомогенности системы и изокинетического режима потоков в штуцере и жиклере. Кривая "Б" (фиг.4) построена по результатам замеров дебита скважины при различном положении точки отбора относительно выходного сечения штуцера 2. При этом давление на входе штуцера составляло 55 ати, на выходе 9 ати, т.е. в условиях критического истечения газожидкостной смеси. На фиг. 4 показано, что при удалении точки отбора от выходного сечения штуцера более чем на 2,0 мм полученный устройством дебит падает в связи с резким падением плотности среды и скорости потока, т.е. из-за нарушения условия изокинетичности режимов течения основного и отбираемого потоков и его гомогенности. Таким образом, необходимыми условиями достоверности результатов замера являются критический режим истечения системы из штуцера и отбор части потока в зоне критического течения. Известно, что на выходе докритического прямолинейного сопла в так называемой мертвой зоне, а также на поверхности пробоотборного устройства, стоящего в потоке, возникают вихревые течения. С целью исключения влияния краевых эффектов на результаты замеров штуцеров должен иметь острые кромки с плавно меняющимся профилем и устанавливаться по центральной оси штуцера 2, что достигается установкой центратора 14. При больших перепадах давления на устье скважины и в коллекторной линии возможно смятие перфорированного патрубка 12 (фиг. 2), в связи с чем он может быть усилен ребрами жесткости. Устройство позволяет отбирать представительную часть потока и замерять дебит фонтанных и газлифтных скважин, а также скважин, оснащенных электроцентробежными насосами. На скважинах со штанговыми насосами перепад давления на штуцере меняется в широком диапазоне в каждом цикле, при этом часть времени перепад давления на штуцере может оказаться меньше критического, что не позволяет получать корректные результаты замера дебита и газосодержания продукции. Для обеспечения замеров в критическом режиме течения основной и отбираемой части потока в коллекторной линии перед штуцером и в пробоотборной трубке устанавливаются обратные клапаны, запирающие потоки при перепаде давления меньше критического.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ отбора проб газожидкостного потока, включающий создание гомогенной среды в зоне отбора проб и изокинетического режима течения основного и отбираемого потоков, отличающийся тем, что создают зону критического течения основного газожидкостного потока и отбор пробы ведут из этой зоны с критической скоростью течения отбираемого потока, при этом критические режимы течений основного и отбираемого потоков создают путем установки на пути потоков штуцеров. 2. Устройство для отбора проб газожидкостного потока, содержащее полый корпус с каналами для входа и выхода потока и размещенную в полости корпуса пробоотборную трубку, отличающееся тем, что в корпусе и на входе в пробоотборную трубку установлены штуцеры, при этом проходные сечения штуцеров заданы так, что обеспечивают установление критических режимов течения газожидкостных потоков, а пробоотборная трубка размещена так, что вход в нее находится в зоне критического истечения основного газожидкостного потока. 3. Устройство по п.2, отличающееся тем, что оно снабжено обратными клапанами, установленными в корпусе перед штуцером и в пробоотборной трубке. 4. Устройство по п. 2 или 3, отличающееся тем, что штуцеры выполнены сменными.

www.freepatent.ru

Изокинетический отбор проб н скорость газа

    На практике применяют трубки такого диаметра, который обеспечивал бы изокинетический отбор проб аэрозоля при приемлемой объемной скорости в пробоотборнике. Трубки уже 10 мм нежелательны, так как они легко забиваются пылью кроме того, в трубку необходимо засосать достаточно газа для точного определения количества уловленной пыли или тумана. Желательно, чтобы скорость пыли в трубке была порядка 10—15 м/сек, для того чтобы уменьшить затруднения, связанные с неоднородностью распределения пыли, а также устранить забивание трубки. Большая скорость неудобна, так как для осаждения пыли потребуется крупный пылеуловитель. В табл. 9.4 приведены объемные скорости отбора проб, соответствующие различным скоростям газового потока в дымоходах. [c.317]     Метод основан на фильтровании газа через патрон с фильтром, расположенный вне газохода, замере объема отфильтрованного газа и массы уловленной пыли. Точку отбора оборудуют (см. разд. 1.3.2) непосредственно после печей обжига. При фильтровании скорость потока газа в заборной трубке должна быть такой, чтобы избежать осаждения пыли в трубке. В трубке типа НИИОГАЗ (рис. 20) скорость газа должна быть не менее 20 м/с [31], а типа Гинцветмета —15 м/с [27]. Для предупреждения осаждения пыли и конденсации воды или кислоты в заборной трубке ее обогревают. Заборная трубка снабжена комплектом сменных заостренных наконечников различных диаметров, для отбора пробы газа с различной скоростью. Диаметр наконечника (1 для отбора гаробы в изокинетических условиях рассчитывают по формуле  [c.56]

    Расчет скорости отбора проб газа в изокинетических условиях............44 [c.3]

    Пылегазовый поток поступает в импактор через входной патрубок, в который ввинчивается сменный пылезаборный наконечник, позволяющий производить изокинетический отбор пробы при различных скоростях газового потока с сохранением выбранного при калибровке расхода газа через прибор. Очищенный от пыли газ отводится через отсосную трубку, имеющую поворот и служащую также для удержания импактора в газоходе. [c.64]

    При отборе проб газа на запыленность обязательно соблюдение изокинетических условий, т. е. равенства скоростей газа в газоходе и во входном отверстии газозаборной трубки. Пробу газа отбирают методом фильтрации газа вне газохода или методом фильтрации газа внутри газохода. [c.54]

    Для отбора представительной пробы запыленного газа нужно в газовый поток поместить заборную трубку, так чтобы ее входное отверстие было направлено навстречу газовому потоку без каких-либо поворотов скорость газа во входном отверстии заборной трубки, в наконечнике, должна быть равна скорости газа в данной точке газохода (изокинетический отбор газа). Желательно, чтобы место отбора газа находилось на прямом участке газопровода и отстояло как на входе, так и на выходе от колен, дросселей и других деталей минимум на его пятикратный диаметр. [c.119]

    Прежде чем приступить к отбору пробы, необходимо подобрать сменный наконечник. Диаметр носика сменного наконечника подбирают, исходя из условия изокинетического отбора пробы, согласно которому скорость газа во входном сечении наконечника должна быть равна скорости газового потока в точке отбора пробы. Если туман мелкодисперсный, условие изокинетичности можно не соблюдать. [c.198]

chem21.info

Основные понятия и законы фильтрации нефти, газа и воды

из "Подземная гидромеханика"

Нефть и природные газы заключены в недрах Земли. Их скопления связаны с вмещающими горными породами - пористыми и проницаемыми образованиями, имеющими непроницаемые кровлю и подошву. Горные породы, которые могут служить вместилищами нефти и газа и в то же время отдавать их при разработке, называются породами-коллекторами. [c.9] Природные жидкости (нефть, газ, подземные воды) находятся, в основном, в пустотах-порах и трещинах осадочных горных пород. Их движение происходит либо вследствие естественных процессов (миграция углеводородов), либо в результате деятельности человека, связанной с извлечением полезных ископаемых, строительством и эксплуатацией гидротехнических сооружений. Движение жидкостей, газов и их смесей через твердые (вообще говоря, деформируемые) тела, содержащие связанные между собой поры или трещины, называется фильтрацией. Теория фильтрации, являющаяся разделом механики сплошной среды, получила большое развитие в связи с потребностями гидротехники, гидромелиорации, гидрогеологии, горного дела, нефтегазодобычи, химической технологии и т.д. Теоретической основой разработки нефтегазоводоносных пластов служит нефтегазовая подземная гидромеханика, изучающая фильтрацию нефти, газа и воды в пористых и (или) трещиноватых горных породах. [c.9] Движение флюидов в. малопроницаемых толщах осадочных горных пород имеет особенности, существенно отличающие нефтегазовую подземную гидромеханику не только от обычной гидродинамики (движение жидкостей в открытом пространстве), но и от процессов фильтрации в химической технологии или гидромелиорации. [c.9] Поровое пространство осадочных горных пород-сложная нерегулярная система сообщающихся межзернистых пустот, в которой трудно выделить отдельные норовые каналы (рис. 1.1). Размеры пор в песчаных породах составляют обычно единицы или десятки микрометров (мкм). [c.9] Строение нефтяных и газовых залежей осложняется значительной неоднородностью пород, их слоистостью, наличием тектонических и стратиграфических нарушений (разрывов сплошности породы). Разведка месторождений, исследование пластов, извлечение нефти и газа осуществляются через отдельные скважины диаметром 10-20 см, отстоящие друг от друга на сотни, а иногда и тысячи метров. [c.9] Теорию фильтрации нефти и газа в природных пластах характеризуют следующие особенности. [c.9] Эти особенности приводят к формулировке основных модельных представлений и разработке методов подземной гидромеханики, направленных, прежде всего, на установление качественных закономерностей процессов и на создание расчетных схем, мало чувствительных к точности исходных данных. При этом познавательная и практическая ценность получаемых результатов в значительной степени определяется четкостью ноставновки расчетной задачи и глубиной предварительного анализа имеющихся данных. [c.10] Под пористой средой понимается множество твердых частиц, тесно прилегающих друг к другу, сцементированных или несцементированных, пространство между которыми (поры, трещины) может быть заполнено жидкостью или газом. [c.10] Макроскопическое фильтрационное течение пластовых флюидов проявляется как совокупность множества отдельных микродвижений в неупорядоченной системе норовых каналов . С возрастанием числа таких микродвижений начинают проявляться статистические закономерности, характерные для движения в целом, но не для одного порового канала или нескольких каналов. [c.11] Это позволяет в качестве исходного допущения теории фильтрации, так же как и в гидродинамике принять, что пористая среда и насыщающие ее флюиды образуют сплошную среду, т.е. заполняют любой выделенный элементарный объем непрерывно. Это накладывает определенные ограничения на понятие элементарного объема порового пространства. Под элементарным объемом в теории фильтрации понимают такой физически бесконечно малый объем, в котором заключено большое число пор и зерен, так что он достаточно велик по сравнению с размерами пор и зерен породы. Для такого элементарного объема вводятся локальные усредненные характеристики системы флюид - пористая среда. В применении к меньшим объемам выводы теории фильтрации становятся несправедливыми. [c.11] В случае если объем пор при изменении давления жидкости в них не изменяется, то такая пористая среда считается недеформируемой. Если же изменением объема порового пространства пренебречь нельзя, то такую пористую среду следует рассматривать как деформируемую. Песчаники или известняки, пронизанные трещинами различного размера, образуют трещиновато-пористую среду. Плотные породы, пронизанные трещинами, образуют трещиноватую среду. В последнем случае нефтегазонасыщенными являются лишь трещины, служащие одновременно каналами движения при наличии градиента давления. [c.11] Рассмотрим основные характеристики пористой среды. Если не учитывать силовое взаимодействие между твердым скелетом породы и прилегающими к нему частицами флюида, то пористую среду можно рассматривать как границы области, в которой движется жидкость. Тогда свойства пористой среды можно описать некоторыми средними геометрическими характеристиками. [c.11] Важнейшая из них-коэффициент пористости (или просто пористость) т, определенный для некоторого элемента пористой среды как отношение объема занятого порами в этом элементе, к его общему объему V. [c.11] Обычно различают полную и эффективную пористости. При определении последней учитываются лишь соединенные между собой поры, которые могут быть заполнены жидкостью извне. При изучении процессов фильтрации важна именно эффективная пористость. Поэтому в дальнейшем под пористостью будем понимать активную или эффективную пористость. [c.12] При определенных допущениях можно доказать, что в данной точке пласта просветность не зависит от выбора направления сечения и равна пористости п = т. [c.12] Коэффициент пористости одинаков для геометрически подобных сред он не характеризует размеры пор и структуру порового пространства. Поэтому для описания пористой среды необходимо ввести также некоторый характерный размер порового пространства. Существуют различные способы определения этого размера. Естественно, например, за характерный размер принять некоторый средний размер порового канала с1 или отдельного зерна пористого скелета. [c.12] Первые теоретические исследования порового пространства проводили при помощи идеализированных моделей грунта, называемых идеальным и фиктивным грунтом. Под идеальным грунтом понимается модель пористой среды, норовые каналы которой представляют пучок тонких цилиндрических трубок (капилляров) с параллельными осями. Фиктивным грунтом называется модель пористой среды, состоящей из шариков одинакового диаметра. В конце прошлого столетия американский гидрогеолог Ч. Слихтер развил упрощенную теорию фильтрации, позволяющую сравнивать движение жидкости по норовым каналам с течением жидкости по цилиндрическим трубкам. Основываясь на модели фиктивного грунта, он рассмотрел также гeoмeтpичe кy o задачу, позволяющую связать пористость с углами, образованными радиусами соприкасающихся шаров, моделирующих пористую среду, при их различной упаковке. [c.12] Для определения геометрической структуры пористой среды, существенно влияющей на фильтрационные параметры, кроме пористости и эффективного диаметра нужны дополнительные объективные характеристики. Определенную информацию о микроструктуре порового пространства дают кривые распределения размеров пор и зерен. Поэтому предпринимались многочисленные попытки определения геометрических и гидродинамических характеристик пористой среды на основе кривых распределения. Однако зависимости характеристик пористой среды от параметров кривых распределения не могут быть универсальными. Основные представления о свойствах пористой среды и насыщающих ее жидкостей рассматриваются подробно в курсе Физика нефтяного и газового пласта . [c.13] Поскольку о т 1, из (1.4) следует, что скорость фильтрации н меньше действительной средней скорости V течения флюида. [c.14] Таким образом, при введении скорости фильтрации н рассматривается некоторый фиктивный фильтрационный поток, в котором расходы через любое сечение равны реальному расходу флюида, поля давлений фиктивного и реального потока идентичны, а сила сопротивления фиктивного потока равна реальной силе сопротивления. При этом принимается, что скорость фильтрации непрерывно распределена по объему и связана со средней скоростью действительного движения равенством (1.4). [c.15]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Анализ и интерпретация гидродинамических исследований для двухфазного потока (вода-нефть) Текст научной статьи по специальности «Геология»

Гидрогеология

УДК 532.5.01

АНАЛИЗ И ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ДЛЯ ДВУХФАЗНОГО ПОТОКА (ВОДА-НЕФТЬ)

Ю.А. Зяблицкая

Томский политехнический университет E-mail: [email protected]

Показаны проблемы, возникающие при интерпретации и анализе данных гидродинамических исследований, проведенных на скважинах с обводненностью, отличной от нуля. Разобраны преимущества и недостатки применяемых методов интерпретации и анализа. Представлен новый метод нормализации подвижности для анализа результатов гидродинамических исследований скважин.

Ключевые слова:

Гидродинамические исследования, подвижность, обводненность, коллектор, проницаемость, двухфазный поток Key words:

Well test, mobility, water cut, reservoir, permeability, two phase flow.

В настоящее время гидродинамические исследования скважин (ГДИС) являются одним из наиболее эффективных методов, позволяющих получить информацию о пласте при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Точное знание параметров пласта необходимо на всех стадиях разработки месторождения. Такие параметры, как проницаемость пласта, наличие литологических или тектонических экранов, определение гидродинамической связи между отдельными регионами залежи, значение начального и текущего пластового давления, состояние призабойной зоны скважины, являются ценной информацией для построения и адаптации гидродинамической модели, оценки поведения коллектора, прогнозирования добычи. Гидродинамические исследования скважин - основной инструмент, позволяющий эту информацию получить на этапах гео- и гидромоделирования и проектирования разработки месторождений. В ходе контроля разработки месторождений результаты таких исследований показывают динамические изменения в пласте при добыче углеводородов [1, 2].

При проведении гидродинамических исследований для регистрации в скважине гидродинамических и технологических параметров (давления, дебита, уровней раздела фаз и др.) зачастую требу-

ется остановка скважины, что приводит к прямым потерям в добыче нефти (либо газа). Требуются также дополнительные финансовые и временные затраты на исследования и последующую интерпретацию полученных результатов. Результаты исследований позволяет не только оценить характеристики коллектора, но и спланировать комплексы мероприятия по гидроразрыву пласта, кислотной обработке призабойной зоны скважины, ремонтные работы. В случае несоблюдения требований к технологии проведения измерений в ходе исследования, либо к качеству интерпретации полученных экспериментальных данных, исследование скважины будет неинформативным, а полученные характеристики пласта ошибочными. Кроме того, низкое качество проведенных исследований может привести к отрицательной эффективности мероприятий, спланированных на основе их результатов (неверный выбор кандидатов на проведение гидроразрыва, кислотную обработку и пр.).

Современные технологии проведения измерений при гидродинамических исследованиях, а также методики интерпретации полученных данных позволяют повысить качество и информативность исследований. Однако существует ряд задач, решение которых требует специального подхода. К таким задачам относятся случаи исследований в ин-

тервалах многофазного течения флюида в пласте. В данной статье автор подробно рассматривает вопрос интерпретации гидродинамических исследований, когда две фазы - вода и нефть подвижны в пласте.

Теория интерпретации гидродинамических исследований обычно основывается на аналитическом решении уравнения диффузии. Допущения его известны - однофазный поток флюида с постоянной сжимаемостью и вязкостью. Однако в реальности условия не выполняются, в пласте одновременно две фазы подвижны, и вязкость и сжимаемость не остаются постоянными. Несмотря на развитие в последние 30 лет различных методов для ограничения водопритока в скважину, большинство скважин, работающих на зрелых месторождениях, обводнены. Причины этому близость водоносного горизонта, изменение насыщенности в процессе разработки, либо применение заводнения для поддержания пластового давления. Потребность в получении точной информации о пласте приводит к поиску новых методов интерпретации исследований, проведенных на обводненных скважинах, учитывающих присутствие второй фазы (в данном случае воды).

Традиционная методика интерпретации гидродинамических исследований основывается на допущении об однофазном несжимаемом потоке флюида. В случае использования данного допущения для анализа гидродинамических исследований, проведенных в интервале двухфазного потока, возможна неверная оценка проницаемости пласта и скин-фактора скважины ввиду изменения подвижности и сжимаемости жидкости с ростом доли воды в потоке. Необходимы специальные методики расчета. Существующие в настоящее время методики:

1. Метод Перрине-Мартина - это модифицированный стандартный метод интерпретации [3]. В 1956 г. было предложено заменить свойство фазы (подвижность, сжимаемость) на общее свойство жидкости. Подвижность жидкости представляется как сумма подвижностей по каждой фазе. Метод дает возможность рассчитать эффективные проницаемости по каждой фазе и оценить скин-фактор. В 1959 г. Дж.С. Мартин показал, что допущение работает в случае, когда градиент давления незначителен, а насыщение равномерно [4]. Увеличение насыщенности по газу вблизи скважины ведет к завышению скин-фактора, неравномерная насыщенность приводит к занижению эффективных проницаемостей. Метод остается по-прежнему наиболее применимым, несмотря на ряд недостатков, и реализован в большинстве специализированных программных продуктов.

2. Метод РЮ. Рагвана разработан в 1976 г. [5]. Для расчетов используется функция псевдодавления. Применение метода требует точного знания относительных фазовых проницаемостей. Метод реализован в нескольких программных

продуктах. Позволяет получить значение абсолютной проницаемости и скин-фактора. Минусы методики: сложность, чувствительность результатов к качеству относительных фазовых проницаемостей, результаты интерпретации тестов на восстановлении давления и падении давления не дают одинаковых результатов.

3. Метод, описанный А.Дж. Аль-Халифа, К. Азиз и Р.Н. Хорнер в 1987 г. [6], подразумевает использование квадрата давления и не требует знания относительных фазовых проницаемостей. В результате метод позволяет более точно определить эффективные проницаемости по каждой фазе, в сравнении с методом Перрине-Марти-на. Однако ввиду сложности вычислений, широкого распространения он не получил.

Анализ современных методов интерпретации показал, что существующие методики либо содержат комплексные длительные вычисления, либо качество результатов зависит от значений относительных фазовых проницаемостей.

В статье предлагается новая методика, позволяющая проанализировать результаты гидродинамических исследований в интервалах двухфазного потока воды и нефти.

Вода и нефть близки по реологическим характеристикам; пласт, работающий водонефтяной смесью, с большой долей обоснованности может описываться как однородная среда с некоторыми интегральными свойствами и характеристиками [2].

Первая характеристика это общая подвижность пластовой жидкости. В соответствии с теорией Ба-клея-Леверетта о несмешивающемся несжимаемом линейном течении жидкости в пласте, общая подвижность жидкости может быть представлена как сумма подвижностей воды и нефти:

к к =---- ^--!

И), И о И«

где к„, к0 - эффективная проницаемость по воде и по нефти; ¡л„, и - вязкость воды и нефти.

Общая подвижность зависит от значений эффективных проницаемостей по каждой фазе при определенной насыщенности и от вязкости нефти и воды. С увеличением доли воды в потоке с течением времени меняются эффективные проницаемости по воде и нефти. Как следствие, общая подвижность жидкости в пласте не остается постоянной. На рис. 1 показан вид теоретической кривой общей подвижности жидкости в зависимости от обводненности для различных соотношений подвижностей воды и нефти:

М =

к'г«И0

Ко И«

где к'т - значение относительной фазовой проницаемости по воде при остаточной нефтенасыщен-ности; к'т - значение относительной фазовой проницаемости по нефти при связанной воде.

\ 1 М< 1

\ \ А {> 1

\ \

V ч ^

^ * ♦ ♦ ♦ ♦

.**

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Обводненность, %

Рис. 1. Теоретические кривые зависимостей общей подвижности жидкости от обводненности для разных соотношений подвижностей воды и нефти

При анализе зависимостей определяются 2 критических интервала обводненности, в которых резко изменяется значение общей подвижности.

Чем меньше значение М, тем более резкое уменьшение общей подвижности жидкости происходит в интервале небольших значений обводненности. Данный интервал обводненности выбран как первый критический интервал. Значение соотношения подвижностей меньше 1 возможно в случае легкой нефти, вязкость которой в пластовых условиях ниже вязкости воды.

При увеличении М наблюдается рост подвижности жидкости в интервале высокой обводненности. Это второй критический интервал. Значение М тем больше, чем более вязкая нефть.

Теоретические размеры критических интервалов определяются свойствами флюидов и зависят от значений относительных фазовых проницаемостей флюидов. В представленном автором случае для легкой нефти с вязкостью 0,3 сП более значителен первый критический интервал (до 20 %), в то время как второй критический интервал составляет всего 5 %. Для нефтей с незначительной вязкостью небольшая доля воды в потоке резко уменьшает общую подвижность жидкости.

Для нефти с повышенной вязкостью (30 сП) наблюдается отсутствие первого критического интервала, и увеличение протяженности второго интервала (80...100 %). Чем больше вязкость нефти, тем раньше увеличивается подвижность жидкости при повышении обводненности потока.

Информация об ожидаемых критических интервалах важна для планирования гидродинамических исследований. В случае необходимости проведения исследования на обводненной скважине, следует понимать что значение общей подвижности, определяемое с помощью стандартной методики интерпретации через тангенс угла наклона

кривой давления т в полулогарифмическом масштабе, позволяет определить значение подвижности (к/ц),, характеризующее только текущее распределение насыщенности в пласте. Дальнейшее изменение доли воды в двухфазный потоке приведет к изменению и результата (к/ц). Полученное значение отличается от подвижности одной нефти при связанной воде. Трудность дальнейшего использования данного числа состоит в том, что неясно, вязкость какого флюида необходимо брать в выражении (к/ц), для расчета проницаемости пласта, и, даже, зная вязкость, как рассчитанная проницаемость соотносится с проницаемостью абсолютной. Полученное значение напрямую не может быть использовано в гидродинамической модели, либо для построения карт проницаемости.

Вторая характеристика водонефтяной смеси -это общая сжимаемость системы с,

С = (С0Б0 + С^ + С),

где Со, СМ1, С - сжимаемости нефти, воды и породы, МПа-1; 50, 5 - значения нефте- и водонасыщенно-сти.

Если не учитывать изменение сжимаемости при увеличении водонасыщенности, возможна неверная оценка результатов ГДИС для определения скин-фактора обводненной скважины. В случае исследования кривых восстановления давления скин-фактор скважины для двухфазного течения определяется по формуле:

Рм>/ (А = 0) - Р-

- 1п

т

, фсГ

+ 7,43

где Ям?/(А,=0)-Р* - разница давления в начале исследования и экстраполированного давления; ,р -время исследования, с; т - тангенс угла наклона кривой давления; ф - пористость.

Если не учитывать изменение сжимаемости жидкости с течением времени, скин-фактор будет завышен. Для определения скин-фактора рекомендуется использовать формулу Перрине-Мартина [3, 4], которая позволяет учитывает изменение сжимаемости при изменением насыщенности.

Для учета изменений подвижности жидкости при расчете проницаемости предлагается метод нормализации подвижности, позволяющий учесть неоднородность свойств пласта и получить более точные характеристики проницаемости. Полученное значение напрямую может быть использовано в гидродинамической модели. С помощью специальных кривых относительных подвижностей общая подвижность системы при любом значении обводненности (к/ц), пересчитывается в подвижность по нефти при связанной воде (к/ц)_^с. Поскольку вязкость нефти известна, возможен расчет эффективной проницаемости по нефти при связанной воде, которая напрямую закладывается в гидродинамическую модель.

Общая подвижность жидкости в пласте при текущем значении обводненности может быть получена анализом кривых изменения давления согласно формуле

(к / ц) 0

(к/ ц), =

чА,

шк

еИо _

_Sw

К Цо

у

где кф ^, кф ^ - эффективная проницаемость при насыщенности Sw по нефти и по воде соответственно, мД; ц ц0 - вязкость воды и нефти соответственно, сП; qt - дебит жидкости, м3/сут; В1 - общий объемный коэффициент.

Кривые относительной подвижности жидко -сти - это графическое изображение зависимости относительной подвижности жидкости 2 от обводненности потока:

(к / ц\

Графический вид кривой относительной подвижности 2=/(Х), где Х- текущее значение обводненности, зависит от характеристик пласта (неоднородности проницаемости, значения относительных фазовых проницаемостей кт и кт) и вязкости пластового флюида (воды и нефти). Теоретические кривые строятся на основе информации о фазовых проницаемостях насыщающих флюидов и вязкости фаз.

На рис. 2 представлен общий вид теоретических кривых относительной подвижности для четырех значений вязкости нефти. Вязкость воды равна 1 сП. Для построения использовались одинаковые зависимости фазовых проницаемостей. С помощью кривой фракционального потока рассчитывалось значение обводненности, соответствующее нужной водонасыщенности. Даже в случае одинаковой вязкости воды и нефти значение 2 отличается от 1. Это вызвано изменением фазовых проницаемостей каждого из флюидов при увеличении доли воды.

Если насыщенность равна насыщенности связанной воды, 2=1 в любом случае. При другом значении обводненности величина 2 будет изменяться в зависимости от вязкости флюидов.

В работе показано, что вид кривой общей подвижности определяется значениями вязкости воды и нефти и не зависит от исходного значения абсолютной проницаемости пласта [7].

Влияние на форму теоретической кривой, помимо свойств флюидов, оказывает только значение относительных фазовых проницаемостей. Однако теоретическая кривая строится, исходя из ряда допущений теории Баклея-Леверетта. Если знать

N

О

10

20

30

40 50 60

Обводненность, %

Рис. 2. Кривые относительной подвижности для нефтей с разной вязкостью

70

90

100

фактическую кривую относительной подвижности 2=/(Х) для конкретного месторождения, расчет эффективной проницаемости по нефти будет выполняться по формуле.

К//о _^ = 7(к / ц), цо ’

где кф $ж - эффективная проницаемость по нефти при связанной воде, мД.

Методика нормализации подвижности включает следующие операции:

• сбор результатов лабораторных исследований флюидов и керна;

• построение теоретической кривой относительной подвижности на основе теории Баклея-Ле-веретта;

• анализ имеющихся результатов гидродинамических исследований скважин, определение значений подвижности при разной обводненности;

• корректировка теоретической кривой относительной подвижности на значения, полученные при интерпретации исследований. При большом количестве исследований на разных уровнях обводненности возможно строить кривую относительной подвижности сразу по фактическим данным, без использования фазовых проницаемостей. Получение фактической кривой относительной подвижности, характеризующей данное месторождение;

• анализ гидродинамический исследований скважин, работающих водонефтяной смесью. Определение кФЗг

Кривые относительной подвижности для реального месторождения могут быть:

• для одной скважины на основе гидродинамических исследований, проведенных в разные периоды времени, с учетом того, что скважина работает с разной обводненностью;

• для выбранного участка месторождения на основе данных исследований скважин. Предполагается относительная однородность проницаемости в данном регионе;

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Ипатов А.И., Кремнецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. - М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Институт компьютерных исследований, 2005. - 708 с.

2. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин. - М.: МАКС Пресс, 2008. - 476 с.

3. Perrine R.L. Analysis of Pressure BuildUp Curves. Drill. and Prod. Prac. - Dallas, ApI, 1956. - 520 p.

4. Martin J.C. Simplified Equations of Flow in Gas Drive Reservoirs and the Theoretical Foundation of Multiphase Pressure Buildup Analyses. - Trans., AIME, 1959. - 216 p.

• обобщенные - для месторождения на основе данных всех гидродинамических исследований. Точность полученных значений 2 для разных

значений обводненности будет зависеть от:

• количества гидродинамических исследований;

• размеров региона, охваченного в ходе исследования;

• качества проведенных исследований. Полученные кривые подвижности 2 будут отражать только характеристику конкретного пласта (относительные фазовые проницаемости) и свойства флюида данного месторождения. Необходимо отметить, что зависимость 2=/(Х) показывает, как для данного коллектора присутствие нескольких фаз влияет на их эффективные проницаемости. Следовательно, возможно использование данной зависимости и для анализа кривых фазовых проницаемостей.

При отсутствии данных для получения зависимости 2=/(Х) месторождения, можно использовать зависимости месторождений-аналогов, с корректировкой на результаты гидродинамических исследований.

Выводы

Предложена простая методика нормализации подвижности для интерпретации гидродинамических исследований, проведенных на обводненных скважинах. Согласно данной методике, общая подвижность жидкости в пласте нормируется на значение эффективной проницаемости по нефти при связанной воде. Расчетные кривые относительной подвижности корректируются с учетом фактических значений подвижности жидкости, определенных по результатам испытаний скважин. Это позволяет снизить влияние фазовых проницаемостей на итоговый результат. Кривые относительной подвижности далее используются для определения проницаемости по нефти при связанной воде. Результат напрямую может быть использован в гидродинамической модели.

5. Raghavan R. Well-Test analysis for Multiphase Flow // SPE paper 14098, presented at the SPE International Meeting on Petroleum Engineering. - March 17-20, 1986. - Beijing, 1986. - 10 p.

6. Al-Khalifah A-J.A., Horner R.N., Aziz K. In-place determination of Reservoir Relative Permeability Using Well Test Analysis // SPE paper 16775, presented at the 62th Annual Technical Conference and Exhibition of the SPE. - September 27-30, 1987. - Dallas, 1987. - 15 p.

7. Zheng S., Xu W. New Approaches for Analyzing Transient Pressure from Oil and Water Two-Phase Flowing Reservoir // SPE paper 127615, presented at the Kuwait International Conference and Exhibition. - December 14-18, 2009. - Kuwait, 2009. - 25 p.

Поступила 15.04.2010 г.

cyberleninka.ru

Фильтрационный поток - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Фильтрационный поток

Cтраница 1

Фильтрационный поток, идущий по нефтяному пласту от забоя нагнетательной скважины до забоя добывающей скважины, своими линиями тока пронизывает образцы породы. Уже было замечено, что внутри образцов породы наблюдается высокая неоднородность по проницаемости. Между образцами породы тоже наблюдается высокая неоднородность по проницаемости. Но неоднородность между цепочками образцов в пределах элемента пласта, каждая из которых содержит 100 образцов и пронизана линиями тока фильтрационного потока, почти исчезает. Аналогично в пределах участка пласта неоднородность по средней проницаемости между цепочками элементов, каждая из которых состоит из 100 элементов и пронизана линиями тока фильтрационного потока, тоже почти исчезает; тем более исчезает неоднородность между цепочками образцов породы.  [1]

Фильтрационный поток, пронизывающий длинные цепочки кернов, в значительной мере устраняет неоднородность, наблюдаемую по кернам, резко уменьшает неоднородность между цепочками кернов и уменьшает проницаемость этих цепочек.  [2]

Фильтрационный поток в процессе солевой суффозии не претерпевает разрыва сплошности.  [4]

Фильтрационный поток со скоростью фильтрации w переносит как растворитель, так и примесь. Легко убедиться, что для смеси форма уравнения неразрывности остается неизменной. Чтобы составить баланс растворенного вещества, необходимо рассмотреть структуру потока примеси через границу выделенного объема. Этот поток состоит из нескольких различных по своей природе составляющих.  [5]

Фильтрационный поток считаем одномерным ( плоскопараллельным) и стационарным.  [6]

Фильтрационные потоки такого характера возникают в пористой среде при движении газированной жидкости и ее вытеснении из пласта водой и газом, при фильтрации газоконденсатной смеси, при вытеснении нефти из пласта газом высокого давления или обогащенными газами, при взаиморастворимом вытеснении и других процессах.  [7]

Фильтрационный поток к каждому ряду скважин ( скважине) подразделяют на серию жестких трубок тока.  [8]

Фильтрационный поток можно представить как некоторое направленное в среднем движение флюида внутри огромного множества сообщающихся между собой пустот причудливой формы, длина которых в отдельности равна по порядку величины размеру твердых частиц породы. Очевидно, в пределах некоторой длины, равной по порядку величины размеру одного зерна, движение вдоль какой либо струйки можно рассматривать как движение в трубке переменного сечения.  [9]

Фильтрационный поток со скоростью фильтрации w переносит как растворитель, так и примесь. Легко убедиться, что для смеси форма уравнения неразрывности остается неизменной. Чтобы составить баланс растворенного вещества, необходимо рассмотреть структуру потока примеси через границу выделенного объема. Этот поток состоит из нескольких различных по своей природе составляющих.  [10]

Одномерный фильтрационный поток в условно однородном водоносном пласте моделировался в виде электрического потока на бумажной модели ЭГДА, причем каждому непроницаемому включению соответствовало прямоугольное - квадратное или удлиненное ( линзообразное) отверстие в электропроводной бумаге.  [12]

Возникшие фильтрационные потоки пара двигаются из зоны испарения как к обогреваемой, так и не обогреваемой поверхности конструкции. Влага, двигающаяся к обогреваемой поверхности конструкции, удаляется из нее в виде перегретого пара.  [13]

Фильтрационным потоком обычно называют условный поток, проходящий через всю породу. Реальный поток фильтруется по открытым ( сообщающимся) порам и трещинам.  [14]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru