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

с удовлетворительной степенью точности на значительных интервалах изменения эффективного давления описываются экспоненциальной зависимостью:

k = koexp[ai{pl-pl)], m = ехр [а„ (р-р)], (19.19)

где kfj, ttIq - параметры при стандартном фиктивном давлении pJ; к, т - то же при текущем фиктивном давлении р; и -~ соответственно коэффициент изменения проницаемости и коэффициент сжимаемости пор в Пат; р = -6

Результаты обработки опытных данных Фатта [283, 286], Лэтчи, Химстока и Юнга [308], Д. В. Кутовой [116], а также А. Т. Горбунова [53] но экспоненциальному закону (2.19) приведены в табл. И. Можно считать, что рп я« а.

Из данных табл. 10, И видно, что коэффициенты изменения проницаемости а для пористых сред получились примерно порядка 10-3-10~ am-i, т. е. на два порядка больше, чем коэффициенты сжимаемости нор а„ рп- Из анализа опытных данных [53, 308] можно сделать еще один важный вывод о том, что коэффициент изменения проницаемости а возрастает с увеличением глинистости и трещиноватости пород.

Сделаем следующее замечание. Поскольку приведенные здесь опытные данные будут использоваться ниже в предположении о выполнении гипотезы о постоянстве горного давления (18.1), то изменения пластового (норового) давления равны но величине и противоположны но знаку изменениям фиктивного давления.

Были предложены иные аналитические представления закона изменения проницаемости от изменения пластового давления [7, 38, 67, 114] соответственно:

А = Ао[1-«.2(Ро-Р)], k = K[i-a,3{po-p)\\ (19.20)-(19.21)

kK[i-a,,{p,-p)\\ /. = А:о(-)"* (19.22)-(19.23)

В формуле (19.23) коэффициент а - безразмерный. Для фиксированной пористой среды проницаемость может быть выражена как функция пористости среды

Для песчаных пород справедлива оценка {aja„) 10.

В ряде американских работ приведенные здесь результаты используются для пересчета лабораторно определенных констант - коэффициента пьезопроводности (в линейной теории упругого режима фильтрации), скоростей распространения продольных волн или же проницаемости среды - на условия больших глубин и соответствующих начальных пластовых давлений. В отличие от этого направления в предлагаемой работе исследуются эффективные изменения текущего порового давления при движении жидкости (газа), которые не могут быть учтены простым изменением значений постоянных в линейной теории, а требуют построения нелинейной теории.

§ 20. СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ, ГАЗОВ И ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ

Типичные кривые зависимости плотности р и вязкости р, пластовой нефти от давления приведены на рис. 19. При уменьшении пластового давления ниже начального наблюдается объемное расширение нефти и изменяется ее структура, вследствие чего плотность и вязкость уменьшаются. Это происходит до давления насыщения, при котором начинается выделение из нефти растворенного в ней газа, что снова приводит к увеличению плотности и вязкости нефти.

Количество растворенного газа в нефти при снижении давления до давления насыщения остается постоянным, но нри дальнейшем падении давления содержа-

0,82

0,80

0,78]

р,ат

Рис. 19. Зависимость основных параметров нефти от давления.

шаться вследствие выделения газа. Количество растворенного газа в 1 m нефти колеблется от нескольких кубометров до нескольких их сотен.

Объемный коэффициент Ь (где 6= -pr4j) вследствие указанных причин изменяется в зависимости от давления следующим образом. При снижении давления от пластового до давления насыщения наблюдается незначительный рост объемного коэффициента, а ниже давления насыщения при дальнейшем снижении давления до атмосферного этот коэффициент уменьшается до единицы.

Проблеме изменения плотности р и вязкости р в зависимости от давления выше давления насыщения посвящено значительное число работ [22, 108, 234], из которых отметим работу Г. В. Чер-ченко [234], где приведены следующие результаты лабораторных измерений.

Вязкость пластовых нефтей изменяется в основном нри изменении давления, температуры, количества и компонентного состава растворенного газа. Зависимости вязкости масел, нефтей и воды от давления допускают в значительных пределах (до 1000 ат) и более приближение экспоненциальной связью

ц = Иоехр[-а(Ро-р)]- (20.1)

В более узких интервалах давлениг! рассматриваемая зависимость имеет почти линегшый характер

Здесь [io - вязкость при каком-то стандартном давлении р,,; Яр. - коэффициент, зависящий от состава жидкостей, в Пат.

Параметр а, в литературе [234] названный ньезокоэффициентом вязкости, является основным критерием при оценке влияния давления на вязкость пластовых и разгазированных нефтей.

Вязкость нефти и воды резко изменяется под влиянием температуры. В работе [234] на основе большого экспериментального материала показано, что изменение вязкости нефтей Поволжья от температуры Т наилучшим образом описывается уравнением Рамана

ц = ехр (20.3)

где А и В - константы жидкости.

Таблица 12