Cтраница 3
Применение электронно-вычислительных машин ( ЭВМ) позволяет использовать метод расчета от тарелки к тарелке. Расчет должен удовлетворять условиям фазового равновесия, материального и теплового балансов по всей высоте колонны. Из уравнений однократного испарения и условий насыщенности фаз определяются молярные концентрации жидкости на тарелке, а также температура тарелки. [31]
Полученные распределения водонасыщенности иллюстрируют, вообще говоря, известные характерные особенности вытеснения нефти обычными растворами адсорбирующихся химических реагентов ( не сильно снижающими межфазное натяжение и увеличивающими коэффициент вытеснения на 5 - 10 %) в однородных пластах. Распределение насыщенностей фаз в окрестности фронта вытеснения совпадает с их распределением при обычном заводнении, а следовательно, совпадают в обоих случаях такие характеристики, как безводная нефтеотдача. Перед фронтом концентрации образуется зона дополнительно отмытой нефти в виде площадки - с постоянной насыщенностью фаз. В области, занятой раствором химического реагента, нефти отмыто больше, чем при вытеснении водой. В области, занятой раствором, нефтенасыщенности быстрее приближаются к остаточной. [32]
Интервал между давлением начала конденсации Рнк и давлением максимальной конденсации Рмк составляет лишь около 2.5 МПа. При снижении давления от Рнк до Рмк насыщенность жидкой фазой возрастает от 0 до 53 % об. Столь значительное изменение насыщенности УВ фаз в пределах малого перепада давления вполне объясняет серьезные трудности, с которыми сталкиваются исследователи при изучении околокритических УВ смесей даже на современных экспериментальных установках. [33]
Необходимо указать, что соотношения, использованные для расчета насыщенности фаз в газоносной части пласта, предполагают непрерывность всех трех фаз. Так как такой случай является нереальным, можно ожидать, что фактическая насыщенность будет отличаться от рассчитанной. Ввиду того, что капиллярное давление для прерывистой фазы в каждой поре разное, нельзя получить точных соотношений между капиллярным давлением и насыщенностью. Поэтому приведенная методика расчета распределения насыщенности фаз не является абсолютно точной, но имеет точность того же порядка, что и точность данных, взятых для расчета. [34]
Залежь, в которой при пластовых давлении и температуре имеются жидкая фаза ( нефть) и свободный природный газ, показана схематично на рис. I. Природный газ занимает верхнюю часть структуры и образует газовую шапку. Нефть занимает среднюю часть пласта и подстилается водой. В этом случае, как видно из приведенной схемы, образуются газо-нефтяная и нефте-водяная переходные зоны. Эти зоны представляют собой области переменной насыщенности фаз, смачивающих и не смачивающих поверхность пород. Связанная вода содержится и в газовой шапке, и в нефтяной части залежи. В подобных месторождениях природный газ находится как в свободном состоянии, насыщая норовое пространство газовой шапки, так и в растворенном виде. [35]
Эксперименты показывают, что эффективная проницаемость зависит от насыщенности преобладающей фазой, характеристик смачивания породы и геометрии перового пространства. Поэтому, чтобы определить эффективную проницаемость для любой из фаз, насыщающих пористую среду, необходимо знать насыщенность этой среды фазами. Эффективная проницаемость определяется как некоторая численная величина при некоторых данных условиях насыщенности. Для определения заданной эффективной проницаемости необходимо точно оценить насыщенность всех присутствующих фаз. В отличие от ранее данного определения проницаемости существует множество значений эффективной проницаемости, каждое из которых справедливо только при определенных условиях насыщенности пористой среды фазами. Если пористая среда содержит 60 % нефти, 13 % воды и 27 % газа, то эффективная проницаемость этой среды для нефти обозначается через & Н ( бо, is) - В последовательности написания чисел, соответствующих насыщенности фаз, первое всегда обозначает насыщенность нефтью, второе насыщенность водой. [36]