Трехфазное течение

Cтраница 3

Вязкость мицеллярного раствора не влияет на насыщенность в зоне водонефтяного вала ( в том диапазоне вязкостей, где этот вал вообще образуется, цз И-2) - Результат этот, очевидно, полностью согласуется с тем, что при построении автомодельного решения насыщенность в области вала определяется из равенства (11.114), в которое вязкость мицеллярного раствора не входит. В то же время вязкость МР является фактором, определяющим при прочих равных условиях вид кривых насыщенностей в зоне трехфазного течения и протяженность этой зоны. [31]

Области распространения одно -, двух - и трехфазного потока в пористой среде ( по Леверетту. [32]

Вершины треугольника соответствуют 100 % насыщения породы в одной из фаз; стороны треугольника, противоположные этим вершинам - нулевому содержанию данной фазы в породе; промежуточные линии, параллельные этим сторонам треугольника, отвечают промежуточным значениям насыщения породы соответствующей фазой. Кривые линии, построенные на основании обработки экспериментальных данных, отделяют на диаграмме возможные области одно -, двух - или трехфазного течения. [33]

В настоящей статье предлагается методика, на наш взгляд удов. Далее излагается процедура обработки промысловой информации для построения модели неоднородного пласта, вычисления его осредненных ( моцифицированных) фильтра ционных характеристик. Показаны уравнения квазиодномерного трехфазного течения нефти, газа и воды в пласте с многорядным размещением нагнетательных и эксплуатационных скважин и дана разностная схема сквозного счета для решения этой системы. [34]

Полученная система уравнений описывает процесс в достаточно общем случае, например, при так называемом многоконтактном или динамическом смешивающемся вытеснении. Однако для его изучения в такой постановке требуется большой объем экспериментальных данных. Действительно, необходимо знать зависимости относительных фазовых проницаемостей для трехфазного течения от насыщенностей и состава фаз, зависимости плотностей и вязко-стей фаз и коэффициентов распределения от состава фаз и давления. Некоторые из этих зависимостей до сих пор еще не определены. Поэтому вполне понятен интерес к частным случаям системы, ( II 1.23) - ( II 1.25), описывающим более простые схемы вытеснения нефти оторочками двуокиси углерода. [35]

Системы течения жидкости в пласте классифицируются обычно согласно типу жидкости, геометрии пласта или его отдельной части и относительной скорости, при которой течение приближается к стационарному состоянию, следуя за происшедшим возмущением в пласте. Как было показано в предыдущих разделах, пластовые жидкости делятся на типы в основном по величине их сжимаемости. Кроме того, в пласте может происходить одно -, двух - и трехфазное течение. [36]

На первом этапе изучают физический процесс и формируют математическую постановку задачи - математическую модель. Могут быть сделаны различные предположения: например, одно - или двумерное, одно -, двух - или трехфазное течение; пренебрежимо малые дисперсионные, капиллярные, гравитационные или адсорбционные эффекты, изотермичность фильтрации. [37]

Выделение и прослеживание проницаемых зон, исследование рас пределения общей проницаемости в пределах залежи уже само по себе представляет ценную информацию для возможного проектирования новых скважин, анализа разработки залежей и определения коэффициентов извлечения нефти и газа. Однако для детального прогнозирования процесса разработки необходимы данные, связанные с изучением относительных проницаемостей различных фаз в условиях конкретного их соотношения по конкретной залежи, с учетом изменения насыщенности ими коллектора в процессе разработки. Эти работы, несмотря на наличие многих в этом направлении исследований, представляют существенные трудности, отмечая которые, Н. Н. Моли-на ( N. N. Molina, 1983) предлагает систематизированный подход, используя который, представляется возможным с достаточной степенью точности определять относительные проницаемости как при двухфазном ( вода - нефть или газ - нефть), так и при трехфазном течении. [38]

Проведенные лабораторные исследования показали, что эффективность вытеснения жидких углеводородов из трещиновато-пористых коллекторов в значительной степени зависит от начальной насыщенности ими блоков коллектора. Значение начальной насыщенности блоков коллектора жидкими углеводородами влияет на характер процесса вытеснения углеводородов из трещиновато-пористых сред. В зависимости от начального насыщения блоков коллектора жидкими углеводородами фильтрация флюидов в коллекторе может протекать как в условиях двухфазной фильтрации газа и воды, так и с трехфазным течением газа и жидкостей в отдельных областях модели. [39]

Лабораторные исследования показали, что смешивающееся вытеснение получается также при закачке в пласт пробки алколя, с последующим проталкиванием ее нагнетаемой водой. Алколи смешиваются как с пластовой нефтью, так и с водой. Пробка, используемая в этих опытах, характеризуется изопропиловым спиртом в центре и метиловым спиртом по концам в равных объемах для каждой части. Общий объем спиртов составлял 4 % от общего объема нефти, которая должна быть извлечена. Процесс вытеснения имеет два принципиальных недостатка: 1) в пористой среде происходит трехфазное течение ( вода, нефть и спирт), что затрудняет движение, и 2) связанная вода в пористой среде подхватывается пробкой спирта, в связи с чем концентрация его может достигнуть критического значения, начиная с которого не будет смешивающегося вытеснения нефти спиртами. [40]

Формирование залежей происходит в результате оттеснения из пластов-коллекторов первоначально находившейся там воды. Поэтому вместе с нефтью и газом в коллекторах содержится некоторое количество ( обычно 10 - 30 % перового объема) так называемой погребенной воды. Кроме того, многие продуктивные пласты заполнены нефтью и газом лишь в верхней купольной части, а нижележащие зоны заполнены краевой водой. Самые верхние части нефтяных залежей содержат газ, образующий так называемые газовые шапки, которые могут как существовать изначально, так и появиться в процессе разработки залежи. Таким образом, даже в неразбуренном природном пласте может находиться несколько отдельных подвижных фаз. Двух - или трехфазное течение возникает практически всегда при разработке нефтяных месторождений, поскольку силы, движущие нефть, являются следствием упругости или гидродинамического напора газа или воды. [41]

Формирование залежей происходит путем оттеснения из пластов-коллекторов первоначально находившейся там воды. Поэтому вместе с нефтью и газом в коллекторах всегда содержится некоторое количество ( обычно 10 - 30 %, иногда до 70 % порового объема) так называемой погребенной воды. Кроме того, многие продуктивные пласты заполнены нефтью и газом лишь в верхней, купольной зоне, а нижележащие зоны заполнены краевой водой. Таким образом, даже в ненарушенном состоянии в природных пластах может находиться несколько отдельных подвижных фаз. Двух - или трехфазное течение возникает практически во всех случаях разработки нефтяных месторождений, поскольку движущие нефть силы возникают вследствие упругости или гидравлического напора газа или воды. [42]

Формирование залежей происходит путем оттеснения из пластов-коллекторов первоначально находившейся там воды. Поэтому вместе с нефтью и газом в коллекторах всегда содержится некоторое количество ( обычно 10 - 30 %, иногда до 70 % перового объема) так называемой погребенной воды. Кроме того, многие продуктивные пласты заполнены нефтью и газом лишь в верхней, купольной зоне, а нижележащие зоны заполнены краевой водой. Таким образом, даже в ненарушенном состоянии в природных пластах может находиться несколько отдельных подвижных фаз. Двух - или трехфазное течение возникает практически во всех случаях разработки нефтяных месторождений, поскольку движущие нефть силы возникают вследствие упругости или гидравлического напора газа или воды. [43]

Страницы: 1 2 3