Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Вытеснение газированной нефти водой


Режим - вытеснение - газированная нефть

Режим - вытеснение - газированная нефть

Cтраница 2

Первые признаки вторгающейся нефти были зарегистрированы в 1959 г. по скв. В последующем процесс прогрессировал, и в 1961 - 1963 гг. в области оторочки преобладал режим вытеснения газированной нефти вторгающейся водой.  [16]

Вначале следует рассмотреть системы разработки без воздействия на пласт при естественных режимах работы нефтяных залежей. Из этой группы вариантов целесообразно определить возможности разработки нефтяной залежи при упругом режиме, режиме растворенного газа, режиме вытеснения газированной нефти водой за счет упругости пород в законтурной области.  [17]

По большинству залежей значительно снижалось пластовое давление - на 80 - 160 кгс / см2 ниже давления насыщения, в результате чего действовал режим вытеснения газированной нефти водой.  [18]

Рассмотрим случай, когда начальное пластовое давление выше давления насыщения, а забойное давление на скважинах ниже его. Если на некотором контуре питания благодаря напору контурных вод либо искусственным путем поддерживается постоянное давление, то приток нефти к скважинам происходит при режиме вытеснения газированной нефти водой.  [19]

В связи с этим до решения задачи о целесообразности заводнения необходимо оценить возможности использования природной энергии при разработке месторождения. Для этого следует выполнить гидродинамические расчеты процесса разработки нефтяной залежи при упругом режиме, режиме растворенного газа и режиме вытеснения газированной нефти водой. По результатам этих расчетов определяют запасы нефти, которые можно извлечь за счет естественных источников пластовой энергии, и время перехода к тому или иному виду заводнения нефтяной залежи.  [20]

В ПК свите нефтяная залежь так же, как и в свите перерыва, имеет газовую шапку, однако размеры ее значительно меньше. Водоносная область ПК свиты характеризуется наибольшей активностью. Наличие газовой шапки свидетельствует о близости пластового давления к давлению насыщения нефти газом. Учитывая изложенное, режим ПК свиты можно классифицировать как смешанный с преимущественным развитием режима вытеснения газированной нефти водой.  [21]

Далее, когда давление в пласте начинает падать, на контур нефтеносности будет влиять напор воды. По мере продвижения краевой воды ряды скважин, работавших вначале на режиме растворенного газа, будут последовательно переходить на режим вытеснения газированной нефти водой. Таким образом, через определенное время все скважины переходят на напорный режим. Продвижение водонефтяного контакта будет обусловливаться нефтью, поступающей в скважины за счет напора краевой воды. В зонах, где временно отбор нефти происходит за счет режима растворенного газа, насыщенность перового пространства нефтью в это время будет уменьшаться. Так как в конечном итоге все скважины перейдут на режим вытеснения газированной нефти водой, нефтеотдача пласта будет определяться коэффициентом, характерным для этого режима.  [22]

Далее, когда давление в пласте начинает падать, на контур нефтеносности будет влиять напор воды. По мере продвижения краевой воды ряды скважин, работавших вначале на режиме растворенного газа, будут последовательно переходить на режим вытеснения газированной нефти водой. Таким образом, через определенное время все скважины переходят на напорный режим. Продвижение водонефтяного контакта будет обусловливаться нефтью, поступающей в скважины за счет напора краевой воды. В зонах, где временно отбор нефти происходит за счет режима растворенного газа, насыщенность перового пространства нефтью в это время будет уменьшаться. Так как в конечном итоге все скважины перейдут на режим вытеснения газированной нефти водой, нефтеотдача пласта будет определяться коэффициентом, характерным для этого режима.  [23]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Режим - вытеснение - газированная нефть

Режим - вытеснение - газированная нефть

Cтраница 1

Режим вытеснения газированной нефти водой отличается от режима вытеснения нефти водой тем, что на части разрабатываемой площади давление падает ниже давления насыщения, что приводит к выделению части газа из растворенного состояния в окклюдированное. В зависимости от размера площади, на которой давление ниже насыщения, от величины и продолжительности снижения газовый фактор некоторое время может значительно превышать начальный газовый фактор. После вытеснения свободного газа из пласта он снижается до величины растворенного в нефти газа.  [1]

Природный режим - режим вытеснения газированной нефти водой.  [2]

Боксер ман и др. Среднее пластовое давление при режимах вытеснения газированной нефти водой и исходные данные для его определения.  [3]

Естественный режим работы залежей упруговодонапорный с последующим переходом на режим вытеснения газированной нефти водой за счет упругости законтурной области.  [4]

Расчеты выполняют параллельно при режиме растворенного газа и при режиме вытеснения газированной нефти водой.  [5]

Для начального момента времени считаем, что только один первый ряд работает на режиме вытеснения газированной нефти водой, а все остальные ряды - при режиме растворенного газа. Заменив в этих рядах площадь, приходящуюся на одну скважину каждого ряда, равновеликим по площади кругом, рассчитаем для этих рядов приток жидкости к скважинам по формулам режима растворенного газа.  [6]

Из сказанного следует, что в последние годы ( 1961 - 1963 гг.) преобладал режим вытеснения газированной нефти водой в скважины и в газовую зону.  [7]

Ряд незначительных по запасам залежей нефти в течение всего периода их разработки эксплуатируются при упругом режиме и режиме вытеснения газированной нефти водой за счет упругости законтурной области. При этом режиме эксплуатируется большинство крупных месторождений в период их освоения и ввода в промышленную разработку. Далее, для оценки целесообразности применения системы воздействия, например заводнения, необходимо выполнить расчеты технологических показателей при этом виде смешанного режима.  [8]

Не менее важное значение имеет учет неоднородности при проектировании разработки залежей нефти, эксплуатирующихся при режиме истощения ( растворенного газа) и режимах вытеснения газированной нефти водой. Этот класс залежей нефти характерен для многопластовых нефтяных месторождений Узень и Жетыбай в Западном Казахстане, и для некоторых других месторождений СССР.  [9]

Если вязкость нефти существенно больше вязкости законтурной воды ( даже при упругом режиме в нефтяной части залежи) или упроговодонапорный режим в последующем переходит в режим вытеснения газированной нефти водой в результате упругости пород и жидкости в законтурной области, то такие особенности должны учитываться. В этих случаях необходимо использовать численные методы.  [10]

В связи с этим до решения задачи о применении целесообразной системы заводнения необходимо оценить возможности использования природной энергии при разработке месторождения; Для этого следует выполнить гидродинамические расчеты процесса разработки нефтяной залежи при упругом режиме, режиме: растворенного газа и режиме вытеснения газированной нефти водой вследствие упругости законтурной области. По результатам этих расчетов устанавливается доля запасов нефти, которую можно извлечь за счет естественных источников пластовой энергии и определить время перехода к той или иной системе заводнения нефтяной залежи.  [11]

В современной классификации различают следующие режимы: для случая воздействия на пласт путем отбора жидкости: а) водонапорный; б) упругий, или упруго-водонапорный; в) газонапорный, или режим газовой шапки; г) газовый, или режим растворенного газа; д) гравитационный; для случая ввода в пласт дополнительной энергии; е) режим вытеснения нефти водой; ж) режим вытеснения газированной нефти водой; з) режим вытеснения нефти ( газированной нефти) газом.  [12]

При разработке нефтяных месторождений часто может оказаться рациональным снижать давление в эксплуатационных скважинах ниже давления насыщения даже тогда, когда применяется поддержание пластового давления путем законтурного или внутри-контурного заводнения. Как показали специальные исследования, разработка при режиме вытеснения газированной нефти водой во многих геологических условиях может дать большой технико-экономический эффект.  [13]

Если нефть, заполняющая поровое пространство пласта, находится при начальном пластовом давлении, близком к давлению насыщения, избежать выделения газа в пласте невозможно. При закачке воды в этом случае в пласте создается режим вытеснения газированной нефти водой. Различие между этим режимом и обычным водонапорным состоит в том, что распределение давления в залежи подчиняется разным закономерностям.  [14]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Рис. 6. 14. Распределение насыщенности при вытеснении нефти водой

Различные эксперименты, проводившиеся по фильтрации двух- и трехфазных жидкостей в пористой среде, показали следующее: проницаемости пористой среды для каждой из фаз различны, всегда меньше проницаемости для однородной жидкости и зависят от многих факторов: долевое содержание каждой из фаз в потоке; насыщенность среды; давление; соотношение вязкостей и плотностей фаз и др. Эти проницаемости принято

называть фазовыми:Кн,Кг,Кв.

В процессе разработки залежи картина представляется следующим образом: по мере продвижения смеси к забою количество выделившегося газа из нефти увеличивается, свободный газ становится все более подвижным

ифазовая проницаемость для газа Кг растет, а для нефти (Кн) — уменьшается. Может возникнуть такая ситуация, когда к забою будет поступать почти один газ или нефть с большим газовым фактором.

Первые экспериментальные исследования по определению фазовых проницаемостей были выполнены Викофом и Ботсетом (1936), которые установили зависимость между относительными фазовыми проницаемостями

инасыщенностью смеси одной из фаз σ:

ККв = Кв*(σ),ККн = Кн*(σ),ККг = Кг*(σ).

Были проведены опыты с водой и газом. Поступающая в трубу, заполненную рыхлым песком, вода насыщалась углекислым газом и замерялись насыщенность и перепад давления по секциям трубы (рис. 6.18). Результаты эксперимента обрабатывались по формулам Дарси, предполагая, что фильтрация каждой из фаз подчиняется линейному закону, и строились

графические зависимости

относительных

 

фазовых

проницаемостей

Кж* (σ)и Кг*(σ)от насыщенностиσ среды водой (рис. 6.19):

 

Qв=

ККв* (σ)

 

Р

; Qг =

КК*г

(σ)

 

Р

,

μ

в

 

х

 

μ

г

 

 

х

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

где

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

μв иμг — коэффициент абсолютной вязкости воды и газа;

Р — перепад давления на участке трубы

 

х;

 

 

 

f — площадь сечения трубы;

σ — насыщенность смеси водой;К — коэффициент абсолютной проницаемости.

По кривым можно судить об особенностях фильтрации газированной жидкости. Так, при σв ≈ 80÷ 90% имеемКж* (σ)= 57÷ 77%. Это значит, что

studfiles.net

Режим - вытеснение - нефть

Режим - вытеснение - нефть

Cтраница 1

Режим вытеснения нефти водой обладает основными чертами, аналогичными водонапорному режиму - активным продвижением вод, соответствием газового фактора количеству растворенного газа. Вместе с тем наряду с тесной связью между отбором жидкости из пласта и динамическим пластовым давлением появляется новая зависимость между пластовым давлением на 1шнии нагнетания воды и отбором жидкости.  [1]

Режим вытеснения нефти ( газированной нефти) г а - з ом находится в тесной зависимости от величины падения пластового давления ниже давдения насыщения. Чем больше было снижено давление при предварительном истощении.  [2]

При режиме вытеснения нефти контурными водами характер обводнения пласта по мощности, в основном, определяется послойной изменчивостью проницаемости по разрезу пласта.  [3]

При режиме вытеснения нефти агентом коэффициент нефтеотдачи в свою очередь представляет собой произведение нескольких коэффициентов.  [4]

Таким образом режим вытеснения нефти водой требует умеренных темпов отбора жидкости, отвечающих возможным в данных природных условиях скоростям равномерного продвижения воды.  [5]

Условия эксплуатации залежи при режиме вытеснения нефти водой определяются прежде всего величиной пластового давления, поддерживаемого на контуре питания ( линиях нагнетания), и величиной забойного давления в эксплуатационных скважинах. Уровень отбора жидкости ( при прочих одинаковых условиях) определяется перепа-дом давления между средним пластовым на линиях нагнетания и пластовым давлением в зоне отбора.  [6]

Условия эксплуатации залежи при режиме вытеснения нефти водой определяются прежде всего величиной пластового давления, поддерживаемого на контуре питания ( линиях нагнетания), и величиной забойного давления в эксплуатационных скважинах. Уровень отбора жидкости ( при прочих одинаковых условиях) определяется перепадом давления между средним пластовым на линиях нагнетания и пластовым давлением в зоне отбора.  [7]

Известно, что нефтеотдача при режиме вытеснения нефти водой определяется произведением коэффициента вытеснения г в на коэффициент охвата залежи заводнением. Коэффициент вытеснения по данным исследования кернов обнаруживает статистическую связь с проницаемостью породы. Все это свидетельствует о том, что коэффициент проницаемости, корреляционво связанный с рядом других важных показателей и отражающий в определенной мере их влияние, для целей статистического исследования является несомненно важным. Следует подчеркнуть также, что в наибольшей степени указанные выше корреляционные связи проявляются тогда, когда используют логарифм коэффициента проницаемости.  [8]

При разработке нефтяных залежей на режимах вытеснения нефти водой, как известно, целесообразно размещать эксплуатационные скважины рядами ( батареями или цепочками), параллельными первоначальному положению контуров нефтеносности. При переходе к расчетной схеме такая залежь представляется одним или несколькими элементами, имеющими простую геометрическую форму - круговую или целесообразную. В этом случае все скважины одного ряда и одного и того же элемента расчетной схемы работают в очень близких условиях. Расстояния от каждой из них до контура питания и до соседних скважин того же ряда одинаковы; различными могут быть лишь расстояния до ближайших скважин других рядов. Однако последнее обстоятельство сказывается на дебитах скважин и на перепадах давления совершенно незначительно.  [9]

При разработке нефтяных залежей на режимах вытеснения нефти водой, как известно, целесообразно размещать эксплуатационные скважины рядами ( батареями или цепочками), параллельными первоначальному положению контуров нефтеносности, или же по определенным схемам площадного заводнения. При переходе к расчетной схеме такая залежь представляется одним или несколькими элементами, имеющими простую геометрическую форму - круговую или полосообразную. В этом случае все скважины одного ряда и одного и того же элемента расчетной схемы эксплуатируются в очень близких условиях.  [11]

Для месторождений, эксплуатируемых при режиме вытеснения нефти водой, особенное внимание должно быть уделено анализу обводненности продукции пластов и скважин.  [12]

В процессе разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой приходится иметь дело с фильтрацией упругой жидкости в упругой пористой среде, причем, всегда с неустановившейся фильтрацией.  [13]

В процессе разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой приходится иметь дело с фильтрацией упругой жидкости в упругой пористой среде, причем, строго говоря, всегда с неустановившейся фильтрацией.  [14]

Очевидное достоинство барьерного заводнения заключается в изменении режима вытеснения нефти, особенно в тех залежах, которые ранее разрабатывались в основном за счет энергии газовой шапки. В результате конечная нефтеотдача оторочек достигает значений, характерных для чисто нефтяных пластов, которые эксплуатируют с применением заводнения. При этом сокращается срок разработки нефтяной оторочки.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

ОБЩАЯ СХЕМА ВЫТЕСНЕНИЯ ИЗ ПЛАСТА НЕФТИ ВОДОЙ И ГАЗОМ

Количество просмотров публикации ОБЩАЯ СХЕМА ВЫТЕСНЕНИЯ ИЗ ПЛАСТА НЕФТИ ВОДОЙ И ГАЗОМ - 148

 

В природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся и поддерживаются искусственно путем нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами – краевой или нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности. Несмотря на существенные различия в отдельных деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой и газом имеет много общего.

Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде. При этом полного вытеснения нефти замещающими ее агентами никогда не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как "поршни". Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, к примеру до 50-60%, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струёй воды. Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, по длинœе пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенности по длинœе пласта в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 6.2. Эта схема процесса представляется всœеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.

Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения Smax, соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребённой воды Sп. При этом в пласте можно отметить три зоны. В первой из них, где водонасыщенность изменяется от Smax до Sф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается по направлению к нефтенасыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть.

Рис. 6.2. Изменение нефтеводонасыщенности по длинœе пласта при вытеснении нефти водой.

Второй участок (зона II) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от вымывания нефти (зона I) к зоне III движения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров.

Аналогичное распределœение газа и нефти в пласте образуется при вытеснении нефти газом. Разница главным образом количественная в связи с различной вязкостью воды и газа.

Кроме свободного газа газовой шапки, нефть из пласта может вытесняться также газом, выделяющимся из раствора. Иногда растворенный газ является единственным источником энергии в залежи. Энергия растворенного в нефти газа проявляется в тех случаях, когда давление в залежи падает ниже давления насыщения нефти газом.

Свободный газ со снижением давления вначале выделяется у твердой поверхности, так как затрачиваемая работа͵ необходимая для образования пузырька у стенки (за исключением случая полного смачи­вания поверхности твердого тела жидкостью), меньше, чем крайне важно для его образования в свободном пространстве жидкости. После образования пузырька га­зонасыщен­ность структуры увеличивается.

Вначале газовые пузырьки находятся далеко друг от друга, но, постепенно расши­ряясь, газонасыщенные участки соединяются друг с другом. После образования пузырьков газа они вытесняют нефть из пласта в том объёме, который занимают в поровом пространстве. Такой эффективный процесс вытеснения продолжается до тех пор, пока газонасыщенные участки перемежаются с нефтью (т. е. до образования сплошных газонасыщенных участков). С этого момента эффективность вытеснения нефти газом понижается по мере увеличения газонасыщенности пор пласта͵ так как малая вязкость газа позволяет ему быстрее нефти перемещаться к скважинам, в зоны пониженного давления (к забоям), по газонасыщенным участкам.

referatwork.ru

Режим — Вытеснение — Нефть ... Режим — Генерация [непрерывная]

Уровень 1: Уровень 2: Уровень 3:
от: 0 -фазадо: Воздействие [сильное исключительно] от: Принтер[струйный]до: Проверка — Качество — Изоляция от: Ревизия— Буксадо: Регистрация [государственная] — Ограничение
от: Воздействие[сильное наиболее]до: Завод [нефтеперерабатывающий] — Союз [советский] от: Проверка— Качество— Клейдо: Производительность [объемная] — Компрессор от: Регистрация[одновременная]до: Регулирование [рыночное]
от: Завод[специализированный]до: Кольцо [сферическое] от: Производительность[теоретическая]— Компрессордо: Процент — Отбор от: Регулирование— Свойстводо: Регулятор — Дизель
от: Кольцо[телескопическое]до: Надежность [технологическая] от: Процент— Отгондо: Прямая [фронтально-проецирующая] от: Регулятор[объединенный]— Дизельдо: Редьярд
от: Надежность— Топливоснабжениедо: Паста [грубая] от: Прямая[характеристическая]до: Радиолярия от: Реестрдо: Режим [основной]
от: Паста[густая]до: Принтер [сетевой] от: Радиомачтадо: Размерность — Пространство от: Режим[особый]до: Режим [ориентировочный] — Сварка
от: Принтер[струйный]до: Результат — Округление от: Размерность— Пространство[векторное]до: Распределение [пространственное] — Электрон от: Режим[правильный]— Сваркадо: Резервуар [больший]
от: Результат[округленный]до: Способы — Заполнение от: Распределение[электронное]до: Расходование — Прибыль от: Резервуар[большой]до: Резка [плазменно-дуговая] — Металл
от: Способы— Захватдо: Успех — Продукт от: Расходование— Радикалдо: Ревизия — Арматура от: Резка[подводная]— Металлдо: Результат — Измерение [спектрофотометрическое]
от: Успех— Проектдо: Ящур от: Ревизия— Буксадо: Результат — Округление от: Результат— Измерение[температурное]до: Результат — Округление

www.ngpedia.ru

Вытеснение нефти водой и газом

  Рис. 3. Схема гидроразрыва пласта.

 

В ствол скважины помещается нечто, что может своим собственным  давлением разорвать пласт и  обеспечить его дополнительную трещинноватость. Опять таки, что важно - сам по себе гидроразрыв давление в пласте не повышает, он лишь способствует тому, что нефть или газ начинают поступать в ствол из большего объёма пласта. 

Исторически для разрыва  пласта применяли несколько вариантов. Пласт можно крошить газом  под давлением (т.н. gas gun), можно применять обычные взрывчатые вещества, можно, если очень хочется, крошить пласт и тактическими ядерными зарядами (этим в своё время переболел СССР). Сейчас практически все разрывы пласта осуществляются водой, смешанной со специальными химическими веществами и песком. Вода и химия при этом, за счёт внешнего давления и химических реакций "раздвигают" поры и трещины породы, а песок не даёт им закрыться.

Недостатки гидроразрыва похожи на недостатки предыдущих методов. Опять-таки надо решать вопрос с пресной водой, надо тратить дополнительно средства и энергию на проведение гидроразрыва, вода вместе с химикатами попадает в пласт и обратно - в ствол скважины. Кроме этого, добавляется экологический момент - химия гидроразрыва отнюдь не целебна для человека и её попадание в грунтовые воды может быть фатальным для артезианских источников воды на территории.

 

 

  1. ПОТЕНЦИАЛЬНОЕ ДВИЖЕНИЕ ГАЗИРОВАННОЙ ЖИДКОСТИ

 

Газированная  жидкость представляет собой смесь  жидкой и газовой фаз. Газ находится не только в свободном состоянии; часть его растворена в жидком компоненте смеси. В пластовой нефти обычно содержится природный газ. Если давление в пласте выше давления насыщения нефти газом, то весь газ растворяется в нефти, а нефть называется недонасыщенной. Задача об одномерном потоке такой нефти относится к ранее описанным гомогенным задачам. Если же пластовое давление ниже давления насыщения, то в процессе движения нефти в пласте из нее выделяется газ и образуется движущаяся смесь нефти и свободного газа – газированная нефть. По мере продвижения смеси в направлении снижения давления из капельно - жидкого раствора (жидкого компонента смеси) выделяется все новая масса газа. Выделяющийся из раствора газ присоединяется к движущемуся свободному газу, вследствие чего увеличивается часть порового пространства, занимаемого газом. Свободный газ становится все более подвижным и фазовая проницаемость породы для газа растет, а фазовая проницаемость для жидкой фазы уменьшается.

Вследствие этого расчеты  параметров такого газо-жидкостного  потока проводят на основе многофазной  модели течения. Так общее дифференциальное уравнение одномерных потоков можно  применительно к капельно-жидкой фазе газированной жидкости записать следующим образом

, (9.1)

где .

Массовый дебит газового компонента смеси Gг находится как сумма массового дебита газа, движущегося в свободном состоянии Gгс, и массового дебита газа, движущегося в растворенном состоянии Gгр. Используя формулу (3.3) для свободного газа смеси, получим:

, (9.2)

где – функция, в которой величины μгс и rгс относятся к газу.

Для газа, находящегося в  растворе, найдем

, (9.3)

где σм(р) = Gгр/Gf – массовая растворимость газа в жидкости, т. е. количество массы газа, растворенное в единице массы жидкости при давлении р.

Суммируя почленно равенства (9.2) и (9.3), получим:

, (9.4)

Для газированной жидкости пользуются при расчетах величиной объемного газового фактора Г, который представляет собой отношение объемного газового дебита Qг, приведенного к стандартным условиям, к объемному дебиту жидкого компонента Qж, приведенному к тем же условиям. Поскольку массовый дебит на всех изобарических поверхностях в данном одномерном установившемся потоке один и тот же, сохраняется постоянным вдоль всего потока и газовый фактор Г.

Учитывая, что , где rг0 и rf0 – значения плотности газа и жидкого компонента, соответственно, с помощью формул (9.2) и (9.4) получим:

, (9.5)

где объемная растворимость газа в жидкости

.

Если газ однороден, то в широких пределах (примерно от 1 до 100 ат) объемная растворимость пропорциональна давлению, т. е.

σ(р) =aр, (9.6)

где a – объемный козффиииент растворимости, постоянный для данных жидкости и газа. Формула (9.6) выражает закон Генри растворимости газа в жидкости.

В соотношении для газового фактора (9.5) определим функции yг(р) и yf(р) в соответствии с формулой :

, (9.7)

В практических расчетах по технологии нефтедобычи  учитывается величина объемного коэффициента нефти, зависящего от давления р.

Объемный  коэффициент нефти b(р) характеризует изменение объема нефти вследствие изменений давления и количества растворенного газа. Величина b(р) есть отношение удельных объемов нефти в пластовых и атмосферных условиях.

Согласно данному  определению .

Заменяя в формуле  (5.18) отношение  функцией Y(s) получим:

, (9.8)

 

Рис.4 Кривые зависимости коэффициента растворимости газа

в нефти и объёмного  коэффициента нефти от давления

 

 

При постоянном газовом факторе Г уравнение (9.8), выражая зависимость между давлением р и насыщенностью s, служит уравнением состояния газированной жидкости. Функции μf(р), μг(p), b(р) и σ(р) определяются по экспериментальным данным. На рис. 4 представлены зависимости растворимости σ(р) и объемного коэффициента нефти b(р) от давления р.

Потенциальная функция  для газированной жидкости имеет  вид

 (9.9)

где i=f, г; k*i(s) = ki/k, смотря по тому, движение какой фазы изучается – жидкой или газовой.

Потенциальную функцию j(р) можно определить путем численного интегрирования.

Расчетные формулы  для дебита по закону Дарси имеют наиболее простой вид, когда жидкость однородна и несжимаема. Такова, например, формула Дюпюи для объемного дебита Q. Придадим формуле для объемного дебита жидкой фазы газированной смеси в плоскорадиальном потоке вид формулы Дюпюи, сохранив в ней неизменным множитель рк - рс.

 

Пусть k, rf и μf – постоянны. Тогда из (9.9):

 (9.10)

где Ф (рк) и Ф (pc) – граничные значения интеграла вида .

 Вычитая почленно равенства (9.10) и применяя известную теорему о среднем в интегральном исчислении, получим:

,  (9.11) 

где k'f – некоторое среднее значение функции kf(р) в интервале изменения р от рс до рк.

. (9.12)

Имеем явное сходство с формулой Дюпюи.

Таким образом, при расчете  дебита жидкого компонента газированной жидкости можно использовать формулы  для определения G или Q для однородной несжимаемой жидкости, если заменить в них проницаемость пласта k некоторым средним значением фазовой проницаемости kf. Другими словами – определить дебит газированной жидкости можно, заменив газированную жидкость воображаемой однородной несжимаемой жидкостью, движущейся в пласте с коэффициентом проницаемости k'f, меньшим k.

Среднее значение проницаемости k'f определяется с помощью формулы (9.10), по которой вычисляется Y(s), соответствующее некоторому среднему давлению рср. Это давление можно принять равным среднему арифметическому от рк и рс при небольшом изменении по пласту насыщенности s. Взяв вычисленное Y(s), находим k'f по графику на рис. 5.5.

Хотя формулы  Дюпюи и (9.12) сходны между собой, это сходство чисто внешнее и они отличаются по физическому содержанию. В действительности при движении однородной несжимаемой жидкости в пласте с проницаемостью k мы на основании формулы Дюпюи можем утверждать, что дебит пропорционален депрессии Dрс = рк - рс, независимо от величины давления рк или рс. Для газированной жидкости дебит зависит не только от депрессии Dрс, но и от величины давления рк или рс. В этом легко убедиться, если вспомнить, что средняя фазовая проницаемость k'f обусловлена значениями граничных давлений рк и рс.

Следует отметить, что в действительности величина средней фазовой проницаемости  зависит от целого ряда параметров для жидкости, газа и пласта.

 

Некоторые выводы

1. Дебит газированной жидкости при прочих равных условиях всегда меньше дебита однородной несжимаемой жидкости. С повышением газового фактора при неизменяющейся депрессии Dрс дебит жидкой фазы уменьшается, а дебит газа увеличивается; при этом показатель ε растет, хотя и непропорционально G.

2. При данной депрессии Dрс и газовом факторе Г более высокий дебит будет при более высоком пластовом давлении. Это объясняется тем, что при более высоких давлениях меньшее количество пластового газа находится в свободном состоянии, чем при более низких давлениях. Следовательно, повышается фазовая проницаемость жидкости.

Так как для обеспечения  притока нефти к забою скважин  необходимо создание депрессии Dр = рк - рс, причем с ростом депрессии дебит скважин увеличивается, то для повышения добычи более эффективным средством является увеличение депрессии за счет повышения пластового (контурного) давления рк, но не путем снижения забойного давления рс.

 

 

Отмеченный факт подчеркивает большое значение своевременно принятых мер по поддержанию или повышению пластового давления в первых же стадиях разработки нефтяных месторождений.

3. Зависимость дебита жидкости и газа от депрессии, в отличие от однородной жидкости, не является линейной, хотя фильтрация каждой из фаз газированной жидкости принимается следующей линейному закону фильтрации. Таким образом, искривление индикаторной линии при фильтрации газированной жидкости еще не означает наличия отклонений от линейного закона фильтрации.

Индикаторная  кривая для реальной газированной нефти имеет меньший наклон, чем кривая для идеальной газированной жидкости.  Это указывает на то,  что для реальной жидкости существуют добавочные сопротивления   при  фильтрации,   не   учтенные   в   идеальной жидкости.

4. Рассмотрение  нестационарной фильтрации газированной  жидкости показывает, что начальный период (первые месяцы) неустановившейся радиальной фильтрации газированной жидкости в условиях режима растворенного газа характеризуется высокими дебитами жидкости и газа. Величина дебита жидкости быстро уменьшается с течением времени. Темп падения дебита газа меньше, чем темп падения дебита жидкости.

В дальнейшем темп падения  дебита жидкости резко уменьшается  и наступает период относительно стабильной добычи, но абсолютная величина дебита жидкости невелика (уменьшается на порядок). Темп падения дебита газа в этот период времени уменьшается гораздо медленнее, чем темп падения дебита жидкости. Газовый фактор сначала резко возрастает, достигая в скором времени  максимума, затем постепенно уменьшается.

 

 

  1.  ОСНОВНЫЕ ТЕОРИИ ПОРШНЕВОГО И НЕПОРШНЕВОГО ВЫТЕСНЕНИЯ

 

Водонапорный режим вытеснения нефти водой - основной в практике разработки нефтяных месторождений. Тенденция  в развитии методик расчетов технологических  показателей состоит в максимальном приближении математических моделей  к реальным условиям месторождений (различие вязкостей, многофазность движения, неоднородность пласта и др.).

Поршневое вытеснение нефти - это идеальный случай вытеснения нефти, когда в пласте между нефтью и водой образуется четкая граница раздела, впереди которой движется только нефть, а позади - только вода, т.е. текущий ВНК совпадает с фронтом вытеснения.

На пласт создается  постоянный перепад давления постоянные давления соответственно на контуре  пласта и на галерее (остальные поверхности  непроницаемые). Жидкости считаются  несжимаемыми, взаимно нерастворимыми и химически не реагирующими одна с другой и с пористой средой. Полагается, что плоскость контакта нефти и воды вертикальная. Это  справедливо для случая либо предельно  анизотропного пласта (проницаемость  в вертикальном направлении равна  нулю), либо равной плотности нефти  и воды. Различны только вязкости нефти  и воды. В пласте выделяются водяная, заводненная и нефтяная зоны. В  первых двух движется вода, а в третьей - нефть.

Скорость фильтрации и  расход изменяются с перемещением ВНК, т.е. во времени. Следовательно, несмотря на постоянство перепада давления движение жидкости неустановившееся.

Положение ВНК не параллельно  галерее (искривлено). Чем больше длина  ВНК, тем больше v и q. Значит, в тех сечениях, где длина больше или граница раздела ближе к галерее, будет происходить опережающее перемещение ВНК и дальнейшее искривление линии раздела. Отсюда приходим к выводу, что если на границе раздела образовался "язык обводнения", то в дальнейшем он не только не исчезает, но еще больше вытягивается, продвигаясь с большей скоростью. Искривленное, вернее горизонтальное положение ВНК по отношению к галерее, отмечается в наклонных пластах, что приводит к более быстрому обводнению галереи по подошве пласта. В реальных условиях неизбежны возмущения на границе раздела (например, изменение проницаемости) и образование "языков обводнения", т.е. проявляется вязкостная неустойчивость вытеснения. Если движение образовавшихся "языков обводнения" замедляется, то такое перемещение границы раздела называют устойчивым.

stud24.ru