Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 [ 102 ] 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238

JOO i 20

о 20 0 60 80 100

S водстасыщенноть %

ш 90 80 70

30 20

Ь 10 20 30 0 50 60 70 80 90 Ш Водонасыщенность S, %

Рис. 100. Зависимость фазовых

проницаемостей к = Tik -

от насыщенности водой

порового пространства S.

Рис. 101.

ния /хо =

фазовой

Влияние

отношена зависимость

проницаемости цементированных песков

нес-для

нефти (/сн

ш;енности S при смеси нефти и воды.

) от водонасы-фильтрации

На рнс. 101 н 102 приведены соответственно кривые А: = k{S) и = k{S) с нанесением экспериментальных точек, полученных для

жидкостей с разным отношением /io вязкостей нефти и воды (/io ~

Даже при громадных изменениях вязкостей характер кривых остается практически неизменным, что указывает на отсутствие значительного влияния величины вязкостей составляюгцих смесь жидкостей па зависимость эффективных проницаемостей от насыгценности водой порового пространства.

Вместе с тем опыты показали, что чем больгае величина отногаепия вязкостей /io, тем при одинаковой насыгценности порового пространства водой (а следовательно, и одинаковой нефтенасыгценности) отпо-сительпое количество нефти в дебите жидкости будет меньгае, и наоборот. Сказанное подтверждается данными, приведенными на рнс. 103. Здесь на оси ординат отложены значения водонасыгценности в процен-

Ш 90

70 60

>60

30 20 W

0 to 20 30 tiO 50 SB to 80 90100

S,7.

0 20 0 60 80 100

Шертаиие водь/в струе, %

Рис. 102.

ния /Хо =

фазовой

Влияние

отношена зависимость

проницаемости несцементированных песков для

воды = % от водонасыш;ен-

ности S при фильтрации смеси нефти и воды.

Рис. 103. Влияние отношения вяз-костей LLo = -- т содержание во-

ды Жв В дебите жидкости.

тах, а по оси абсцисс - процент воды в общем расходе жидкости, принятом за 100%. При водопасыщенпости S = 40% (что соответствует пефтенасыщепности 60%) содержание нефти в расходе жидкости составляет 80% (воды 20%) ири /io = 1, 8 и 10% (воды 90%) при fio = 90. Если бы вязкость нефти была меньше вязкости воды, то при /io = О, 35 количество нефти в расходе жидкости составляло 95%.

Полученные данные позволяют сделать вывод о желательности создания условий для нонижения /iq при эксплуатации скважин, дающих вместе с нефтью воду. Уменьшение fio может быть достигнуто путем химической обработки призабойной зоны пласта, приводящей к уменьшению вязкости нефти либо к увеличению вязкости воды.

Чрезмерное ионижепие давления в призабойной зоне нежелательно, так как может привести к дегазации нефти и вследствие этого повышению ее вязкости, что влечет за собой увеличение /iq и возрастание процента воды в получаемой из скважины жидкости.

При проведении опытов было обнаружено, что относительное ко-

личество нефти в дебите жидкости при данных значениях jhq и S зависит от градиента давления. Так при одном н том же значении насыгценности, например, S = 60% и /io = 0,35, нри изменении градиента Лр

давления --- от 12,1 до 0,0272 ат/м содержание нефти в жидкости

возрастает с 60 до 80%.

На рис. 100 нанесены экспериментальные данные, полученные при проведении опытов с жидкостями с поверхностным натяжением 24-34 дин/ см (сплоганые линии) н 5 дин/ см (зачерненные н неза-черненные точки). Нри больгаих понижениях величины поверхностного натяжения эффективные проницаемости несколько повыгааются.

Характер функциональной зависимости проницаемости от насыгценности практически не зависит от плотности жидкостей, но значительно зависит от свойств пористой среды. В настоягцее время можно сказать, что наблюдаются значительные различия в поведении смеси в различных песках. Для более определенных выводов нмеюгциеся данные недостаточны.

Нри обработке полученных экспериментальных данных была установлена связь между фазовыми проницаемостями кжкж некоторым параметром

где D - диаметр поровых каналов, определяемый по формуле D =

= 5, 63 • 10~у (здесь т - пористость, а /с - проницаемость песка),

7г - давление вытеснения, ЛЬ - длина пласта, Лр - перепад давления.

Нод давлением вытеснения тг автором понимается давление, едва достаточное для проталкивания нефти в полностью насыгценную водой колонку песка. Величина тг определялась следуюгцим образом.

В верхней части опытного пласта устанавливалась вертикально высокая стеклянная трубка, в которую наливалась нефть, применяемая для создания нефте-водяной смеси. После открытия нижнего вентиля нефть под влиянием собственного напора пачипала проникать в песок, вытесняя из него воду. Давление, соответствуюгцее высоте столба нефти в стеклянной трубке, в тот момент, когда уровень нефти в ней переставал падать, вычислялось, исходя из удельного веса нефти, и было названо давлением вытеснения.

Предполагая, что средняя длина пузырьков нефти пронорцио-нальна среднему диаметру поровых каналов 1, можно считать, что

число пузырьков пропорционально величине Следовательно, разность давлений, нриходягцаяся на одни пузырек, пропорциональна ве-