Одновременное течение - нефть
Cтраница 1
Одновременное течение нефти и воды в двухфазных и трехфазных системах в установившемся состоянии возможно только в ограниченном интервале распределения насыщения породы жидкостями. Сомнительно, чтобы течение такого типа имело значение в естественном подземном резервуаре. Настоящий разбор только показывает зависимости между распределением насыщения жидкостями и объемным составом течения, как это вытекает из характеристик проницаемость - насыщение пористых сред. [1]
Одновременное течение нефти и воды в двухфазных и трехфазных Системах в установившемся состоянии возможно только в ограниченном интервале распределения насыщения породы жидкостями. Сомнительно, чтобы течение такого типа имело значение в естественном подземном резервуаре. Настоящий разбор только показывает зависимости между распределением насыщения жидкостями и объемным составом течения, как это вытекает из характеристик проницаемость - насыщение пористых сред. [2]
При добыче нефти из пласта в пористой среде происходит одновременное течение нефти и газа. При разработке газовых пластов вместе с газом движутся конденсат и вода. Простейший способ изучения двухфазного течения состоит в рассмотрении движения данной фазы в условиях двухфазного потока по сравнению с движением в случае, если эта фаза полностью насыщает поровое пространство. Отношение проницаемости породы для одной из фаз при двухфазном течении к проницаемости породы для этой же фазы при однофазном потоке называется относительной проницаемостью. [4]
При добыче нефти из пласта в пористой среде происходит одновременное течение нефти и газа. При разработке газовых пластов вместе с газом движутся конденсат и вода. Простейший способ изучения двухфазного течения состоит в рассмотрении движения данной фазы в условиях двухфазного потока по сравнению с движением в случае, если эта фаза полностью насыщает поровое пространство. Отношение проницаемости породы для одной из фаз при двухфазном течении к проницаемости породы для этой же фазы ри однофазном потоке называется относительной проницаемостью. [6]
При добыче иефти из пласта в пористой среде происходит одновременное течение нефти и газа. При разработке газовых пластов вместе с газом движутся конденсат и вода. Простейший способ изучения двухфазного течения состоит в рассмотрении движения данной фазы в условиях двухфазного потока по сравнению с движением в случае, если эта фаза полностью насыщает перовое пространство. Отношение проницаемости породы для одной из фаз при двухфазном течении к проницаемости породы для этой же фазы при однофазном потоке называется относительной проницаемостью. [8]
Однако применимость критерия фазового распределения, выраженного уравнением ( 1), к решению проблемы суммарной добычи находится под сомнением. Механизм вытеснения нефти из породы путем обводнения в основном отличается от механизма одновременного течения нефти и воды в пласте. Лабораторные исследования показывают, что обводнение влажных нефтяных песков осуществляется путем продвижения фронта вода - нефть, при котором первое прохождение воды через индивидуальную пору фактически вымывает полностью нефть из этой поры. Позади фронта воды нефтенасыщение немедленно снижается до своего конечного остаточного значения без резкого уменьшения или обеднения последующим длительным течением воды. [9]
 |
Кривые относительной подвижности. [10] |
Условия подвижности характеризуются относительной подвижностью жидкостей ( рис. 30), поступающих в пористую среду кернов из пластов Тенслип и Куртис. Эти кривые типичны для условий двухфазного движения жидкости в кернах, и они рассчитывались из данных по относительной проницаемости. Минимальное значение подвижностей согласно этим кривым получается для одновременного течения нефти и воды в пласте. Например, пласты Тенслип и Куртис имеют расчетную минимальную общую относительную подвижность 0 07 и 0 10 сЕН соответственно. Это значит, что фильтрация нефти и воды перед ми-целлярным раствором будет аналогична фильтрации жидкости вязкостью 143 сП для пласта Тенслип и 100 сП для пласта Куртис. [11]
В противоположность пластам, работающим при режиме растворенного газа, вполне законченная теория для описания добычи из пласта при водонапорном режиме, которая автоматически показывает конечное нефтенасыщение его в момент прекращения эксплуатации, отсутствует. Коэффициент нефтеотдачи вводится независимо и выражается остаточным нефтенасыще-нием, предполагаемым для продуктивной площади, затопленной водой. Применение зависимости проницаемость - насыщение для продуктивного пласта показывает, очевидно, остаточное нефтенасыщение, когда водонефтяной фактор достигает запроектированной величины ко времени прекращения эксплуатации, но этот прием имеет сомнительное значение; он относится только к одновременному течению подвижньгх нефти и воды. Однако процесс микроскопического выталкивания нефти из увлажненных песков водой над водонефтяными переходными зонами осуществляется, по всей вероятности, продвижением фронта нефть-вода, за которым нефтенасыщение практически немед-ле Н НО снижается до состояния исчезающей проницаемости и прерывного распределения. Именно это остаточное нефтенасыщение, определяемое микрогеометрией и капиллярными свойствами породы и жидкостей, является критерием местной суммарной нефтеотдачи. Общий отбор жидкости из пласта дает это значение, уменьшенное вследствие неполной отмывки породы, в момент забрасывания пласта. Оно связано с геометрическим вытеснением нефти и разной степенью обводнения различных участков пласта, вызванного слоистостью проницаемости коллектора и его неоднородностью. [12]
Фактическое поведение мельчайших частиц зависит от свойств коллектора и дебита скважины. Промысловые исследования показали, что при высоких дебитах продуктивность скважины снижается; вероятно, это обусловлено повышением концентрации мельчайших частиц в потоке, что способствует образованию сводовых перемычек. В исследованиях на микромодели Муэке заметил, что после появления границы раздела нефти и воды на выходном конце пористой среды поступление мельчайших частиц из модели прекращается. Однако если в модели поддерживалось одновременное течение нефти и воды, мельчайшие частицы продолжали выноситься неопределенно долго, так как многофазный поток вызывал локальные возмущения давления. [13]
По всей вероятности, когда отсутствуют убедительные доказательства обратного ( например, необычно высокие удельные электрические сопротивления), более правильно считать, что поверхность пород лучше смачивается водой. Тем не менее имеются сведения, указывающие на то, что некоторые нефтяные пласты частично представлены гидрофильными, а частично - гидрофобизован-ными частицами породы. Это положение еще не получило полного подтверждения, а потому его следует только иметь в виду. Если же оно все-таки справедливо, фильтрационные характеристики реальных нефтяных пластов для одновременного течения нефти ц воды должны находиться между предельными значениями, найденными для гидрофильных п гидрофобных систем. Отношения faffs Для гидрофильных систем, измеренные по данным дренирования образца, насыщенного водой ( рис. XXIII. V - H Для гидрофобных ( олеофилышх) систем, полученные по данным дренирования образца, насыщенного нефтью. Вполне обосновано считать, что газ по отношению к воде и нефти является всегда нссмачпвающей фазой. [14]
Страницы: 1