Cтраница 4
Получим вначале основное уравнение неравновесной нестационарной фильтрации газированной жидкости. Аналогично подходу М. Д. Миллионщикова ограничимся областью малых насыщенностей порового пространства газовой фазой. Этот случай представляет наибольший практический интерес, поскольку обычно скважины работают при забойных давлениях, ненамного меньших давления насыщения нефти газом. Кроме того, процесс изменения насыщенности газом порового объема происходит в течение очень больших промежутков времени - порядка нескольких лет. Поэтому при анализе и исследовании работы скважины, при интерпретации результатов гидродинамический: исследований принятые ограничения оказываются вполне допустимыми. [46]
В поровом пространстве водонасыщенных пластов содержится фильтрационная вода. Она может передвигаться по пласту при определенных насыщенности порового пространства водой и градиенте давления. [47]
Рассмотрено также влияние нарушения линейного закона сопротивления на насыщенность порового пространства конденсатом. Установлено, что при заданном постоянном дебите газа насыщенность порового пространства конденсатом при нелинейном законе сопротивления значительно увеличивается по сравнению с насыщенностью при линейном законе фильтрации. Рост насыщенности при нелинейном законе сопротивления связан с дополнительными потерями давления, вызванными инерционными силами. [48]
В общем случае имеется однозначная зависимость между степенью насыщения порового пространства кольматантом и изменением проницаемости пористых сред. Поскольку оказывается удобным решение задачи о характере изменения насыщенности порового пространства во времени, для разработки рекомендаций по прогнозу работы скважин в условиях кольматажа необходимо совместно решить уравнения, описывающие закономерности изменения насыщенности пористых сред во времени, и уравнения, связывающие насыщенность порового пространства и его проницаемость. [49]
Разработка газоконденсатных месторождений ( ГКМ) без использования специальных методов воздействия на пласт приводит к потерям в недрах месторождений огромного количества ценного углеводородного сырья, особенно высококипящих углеводородов. Эти потери обусловлены расслоением смеси на газовую и жидкую фазы в процессе снижения пластового давления, причем максимальная насыщенность порового пространства пласта жидкой углеводородной фазой практически никогда не достигает порога гидродинамической подвижности. [50]
Поскольку от режима эксплуатации залежи зависят как система размещения скважин на месторождении, схема подготовки газа к транспорту и схема транспорта, так и технико-экономические показатели разработки, то обычно режим работы объекта стремятся обосновать как можно раньше после открытия залежи. При этом используются методы аналогии объектов региональной системы добычи газа, геолого-промысловые данные о залежи ( ФЕС, насыщенность порового пространства РЖУ и водой, особенности ГВК и ГНК), а также данные опытно-промышленной эксплуатации месторождения. [51]
Расчеты показателей отбора газа из хранилища, созданного в истощенном нефтяном ( или газоконденсат-ном) месторождении, сходны с рассмотренными. Однако следует отметить, что в этом случае коэффициенты фильтрационного сопротивления будут уменьшаться в процессе хранения газа в силу уменьшения насыщенности порового пространства нефтью ( конденсатом) и связанной водой и увеличения газонасыщенной мощности. [52]
В общем случае имеется однозначная зависимость между степенью насыщения порового пространства кольматантом и изменением проницаемости пористых сред. Поскольку оказывается удобным решение задачи о характере изменения насыщенности порового пространства во времени, для разработки рекомендаций по прогнозу работы скважин в условиях кольматажа необходимо совместно решить уравнения, описывающие закономерности изменения насыщенности пористых сред во времени, и уравнения, связывающие насыщенность порового пространства и его проницаемость. [53]
В процессе разработки на режиме истощения по мере снижения пластового давления газоконденсатная и нефтяная системы претерпевают глубокие фазовые превращения. При этом в газоконденсатной зоне увеличивается насыщенность порового пространства жидкой углеводородной фазой, в нефтесодержащей зоне, напротив, происходит дегазация нефти и снижение нефтенасыщенности порового пространства. Плотность и вязкость газовой фазы уменьшаются, жидкой фазы, наоборот, увеличиваются, что приводит к резкому увеличению относительной плотности и относительной вязкости жидкой фазы. [54]
Традиционный подход к моделированию процесса дифференциальной конденсации для оценки достигаемой величины коэффициента извлечения конденсата ( конденсатоотдачи, КИК) и динамики потенциального содержания компонентов группы С5 в добываемой смеси обычно не подлежал сомнению, так как величина насыщенности порового пространства ретроградной УВ жидкой фазой считалась ниже порога гидродинамической подвижности. В случае с рассматриваемым пластовым флюидом ситуация не является ординарной. Так, из рис. 12.3 видно, что насыщенность порового пространства ретроградным нестабильным конденсатом превышает 50 % об. при небольшом снижении пластового давления ниже давления начала ретроградной конденсации. [55]
При многофазном течении проницаемость можно использовать относительно каждой фазы в отдельности. Считается, что в двухфазных системах проницаемость для каждой из фаз зависит от их насыщенности. Точно так же в трехфазных системах проницаемость для каждой фазы зависит от изменения относительной насыщенности порового пространства. При одновременной фильтрации воды, нефти и газа система еще более усложняется. [56]