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

ние можно подсчитать тоже как функции давления. Фактически же ввиду того, что давления должны всюду превышать точку насыщения, можно считать, что коэффициент /ubbI/hh не зависит от давления. Отсюда кв/к и распределение жидкостей однородны во всех системах течения. Из уравнения 5.2(1) следует, что давление распределяется по логарифмическому закону аналогично однофазной системе, т. е.

а дебиты нефти и воды Qh и Qb:

которые формально тождественны с данными для течения однофазной жидкости.

Чтобы показать возможное изменение водонефтяного фактора с распределением жидкостей, возьмем кривые соотношений проницаемости, приведенные на фиг. 86 для Ог = 0. Они соответствуют приближенно отдельным кривым проницаемости на фиг. 67. Примем /в=1 сантипуазу; /?в==1; /=1,2 сантипуаза; /5н = 1,2. Тогда, используя кривые из фиг. 86 в уравнении (1), получим результаты, нанесенные на фиг. 87. Водонефтяной фактор быстро падает с нефтенасыщением, как это следует ожидать из кривых на фиг. 86. Чувствительность водонефтяного фактора к нефтеиасыщению аналогична поведению газового фактора для систем с течением газа и жидкости. В обоих случаях это явление возникает в результате быстрого роста проницаемости для несмачивающей фазы, когда насыщение последней возрастает за пределы равновесного значения к связанного с этим падения npoHH4ae?viocTH для смачивающей фазы.

Согласно уравнению (3) коэффициент продуктивности для нефти в системах с установившимся течением вода - нефть определяется из выражения

0,0172 А:„/1 ,

<п=п . м/сутш/ат, (4)

гцНц el с

Это постоянство представляет собой условие, вызванное пренебрежением капиллярных давлений. Если их учесть, то возможно и постоянное, и переменное распределение насыщения.

2 Отрезки абсцисс на фиг. 86 можно рассматривать как условия «равновесного» насыщения нефтью пористой среды или насыщение остаточной нефтью, вытесняемое водой, в 20%, а насыщение связанной водой в 30%, откуда зависимость «проницаемость-насыщение» не связана с градиентами давления.

3 В системах, разобранных в предыдущем разделе, неподвижная водная фаза представляла подлинную смачивающую фазу, но для некоторых целей можно рассматривать нефть как смачивающую фазу при ее более высоких насыщениях, хотя нефть тоже обнаруживает «равновесное» насыщение, характерное для несмачивающих фаз.

коэффициент, не зависимый от перепадов давления, хотя он и меняется с водонефтяным фактором. Это изменение можно определить, комбинируя кривые на фиг. 87 с кривой проницаемости для нефти, например из фиг. 67.

гз §0 W

Нефтенасыщенность, 9

Фиг. 86. Кривые соотношения проницаемости для нефти и воды в зависимости от нефтенасыщения для постоянных значений насыщенности пласта свободным газом q.

W го 30 ц-о 50 60 70

Ивфтеносьщвнность, о/о

Фиг. 87. Кривая расчетного изменения водонефтяного фактора в зависимости от нефтенасыщенности для установившегося состояния течения воды и нефти в породе, исходя из кривых соотношения проницаемостей (фиг. 86), вязкости воды, равной 1,0 сантипуаза, вязкости нефти, равной 1,2 сантипуаза, коэффициентов пластового объема воды и нефти-1,0

и 1,2.

5.4. Радиальное трехфазное течение. В принципе разбор установившегося трехфазного течения тождествен разбору двухфазного, но зато отдельные вычисления много сложнее. Кроме того, они требуют знания всей системы зависимостей «проницаемость - насыщение», рассмотренных в параграфе 4.4.

Предельный коэффициент продуктивности и взаимосвязь между газовым и водонефтяным фактором, а также насыщением жидкостями у внешней границы питания могут быть определены следующим образом: установив давление на границе питания и выбрав R и /?в, моисно вычислить krlkn по первому из уравнений 5.1 (4). Аналогично, /Св Сн у границы питания подсчитываются при помощи второго из уравнений 5.1 (3). Распределение жидкостей, которое дают подсчитанные значения kvlkn и kjkuj находится по кривым «проницаемость - насыщение».

Предположив для простоты, что растворимостью газа в воде Sb можно пренебречь, и приняв физические свойства нефти и газа согласно фиг. 81, находим, что значение кг/кн для давления на границе питания 170 ат согласно уравнению 5.2 (5) меняется с газовым фактором (фиг. 88). Соответствующая кривая для кв/кп как функции водонефтяного фактора /?в также изображена на фиг. 88; причем предполагается, что 3 = 1, а /5в = 1,05.

/ г 3(1 5 ё

Фиг. 88. Расчетные величины соотношения проницаемостей для газа и нефти и для воды и нефти klk и kjk, необходимые для получения значений абсцисс газонефтяного и водонефтяного факторов, исходя из физических свойств газа и нефти, приведенных на фиг. 81. Принятая вязкость и коэффициент пластового объема воды равны 1 сангИ-

пуазу и 1,05.

Насыщение жидкостями, соответствующее кв\кп и kjk (фиг. 88), можно определить по кривым фиг. 86 и 89, на которых насыщение свободным газом принято параметром отдельных кривых . Например, если содержание води в нефти равно 13% (/?в=0,15), а газовый фактор 900 м/м, то на фиг. 88 /г н = 0,043, кв1кп = 0,\0. Из фиг. 89 и 86 видно, что оба эти значения приходятся на кривые для г = 0,20 при ?н = 0,45. Отсюда совместно св = 0,35 они показывают распределение жидкостей, которое дает поток нефти с содержанием воды 13% и газовым фактором 900 м/м. Из фиг. 70 было видно, что для указанных насыщений жидкостями относитель- ная проницаемость для нефти составляет 0,19. Это значит, что предельный коэффициент продуктивности составляет 19% от того значения, при котором порода была бы полностью насыщена нефтью и последняя перемещалась бы как однофазная жидкость. Абсолютное значение дебита нефти или коэффициент

1 Кривые на фиг. 86 и 89 были получены по данным на несцементированных песках и имеют лишь иллюстративное значение. Для практических целей надо пользоваться данными, относящимися к соответствующему продуктивному пласту. Эти кривые могут быть получены с любым насыщением в виде параметра или предпочтительнее как контуры в треугольной диаграмме постоянных значений k-Jk и kjk