Рисунок 8. Изменение газового фактора во времени при газовом режиме.

Задача о вытеснении газированной жидкости водой — одна из важных практических задач — была решена М. М. Глоговским и М. Д. Розенбергом также методом последовательной смены стационарных состояний, причем оказалось, что в начальный период, когда сказывается влияние первой фазы нестационарного режима, расчет нужно вести по сложным, весьма громоздким формулам. В дальнейшем, в период второй фазы, когда вытеснение началось, расчет можно вести, заменяя газированную нефть фиктивной однородной несжимаемой жидкостью.

2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРИТОКА ГАЗИРОВАННОЙ ЖИДКОСТИ К ЗАБОЮ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ.

При эксплуатации скважины движение пластовой жидкости осуществляется в трех системах пласт-скважина-коллектор, которые действуют независимо друг друга, при этом взаимосвязаны между собой.

Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. Разность между пластовым и забойным давлением называется депрессией на пласт.

(34)

Так как движение жидкости в пласте происходит с весьма малыми скоростями, то оно подчиняется линейному закону фильтрации - закону Дарси. При постоянной толщине пласта и открытом забое скважины жидкость движется к забою по радиально-сходящимся направлениям. В таком случае говорят о плоскорадиальной форме потока. Если скважина достаточно продолжительно работает при постоянном забойном давлении, то скорость фильтрации и давление во всех точках пласта перестает изменяться во времени и поток является установившимся.



Рисунок 9. Схема добычи нефти из пласта

Для установившегося плоскорадиального потока однородной жидкости по закону Дарси дебит скважины можно определить по формуле, называемой формулой Дюпюи:

(34)

Отличие формул Дюпюи для несжимаемой жидкости и газированной жидкости в функции Христиановича. Функция Христиановича:

---

(20)

Функция Христиановича играет роль давления в формуле Дюпюи:

(27)

Разность можно выразить через разность давлений:

(29)

или

, (30)

где .

Формула показывает, что для приближенных расчетов газированную жидкость можно рассматривать как фиктивную однородную несжимаемую жидкость.

Тогда формула Дюпюи примет вид:

(31)

В дальнейшем прием сведения установившегося движения газированной жидкости к движению фиктивной однородной несжимаемой жидкости М. М. Глоговским и М. Д. Розенбергом был использован и развит. Ими было показано, что параметр в довольно широких пределах удовлетворительно описывается формулой:

, (32)

где

При этом предполагается условие:

(33)

3. РЕЖИМ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА.
Режим растворенного газа – режим работы пласта, при котором пластовой энергией является - энергия растворенного в нефти и воде газа, выделяющегося при снижении пластового давления ниже давления насыщения.



Рисунок 10. Схема залежи с режимом растворенного газа

В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта.

Динамика годовых показателей разработки залежи при этом режиме имеет следующие особенности. Пластовое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате чего разница между значениями давления насыщения и текущим пластовым давлением со временем нарастает. Промысловый газовый фактор некоторое время остается постоянным. Затем с увеличением количества выделяющегося газа фазовая проницаемость для него возрастает и значение промыслового газового фактора увеличивается до значений, в несколько раз превышающих пластовое газосодержание. Это обусловлено тем, что в скважины поступает газ, выделившийся из нефти, не только извлекаемой на поверхность, но и остающейся в пласте. Дегазация пластовой нефти может приводить к существенному повышению ее вязкости. Позже вследствие дегазации пластовой нефти происходит уменьшение и промыслового газового фактора – до нескольких кубометров на 1 м

---

³. В общей сложности за весь период разработки среднее значение промыслового газового фактора намного (в 4-5 раз и более) превышает начальное газосодержание пластовой нефти. Добыча нефти после достижения ее максимального уровня сразу же начинает снижаться. Нефть добывают практически без воды.



Рисунок 11. Динамика пластового давления и газового фактора при РРГ
Для режима характерно образование возле каждой скважины узких воронок депрессии давления, что вызывает необходимость размещения добывающих скважин более плотно, чем при режимах с вытеснением нефти водой.

При режиме растворенного газа коэффициент нефтеотдачи достигает до 30% такое низкое значение обуславливается:

- малым запасом пластовой энергии, из-за ограниченного количества растворенного газа в жидкостях;

- неблагоприятное соотношение вязкости нефти и газа, отсюда преждевременный прорыв газа к забоям добывающих скважин;

- газ является несмачивающей породу фазой и значительное количество нефти остается в виде пленочной или капельной нефти на породе и не извлекается на поверхность.

4. РАСЧЕТ ДЕБИТА СКВАЖИНЫ ПО НЕФТИ И ГАЗУ.

Дебит нефти при установившейся плоскорадиальной фильтрации газированной жидкости определим по формуле:



Для чего найдем значения функции Христиановича и при давлениях и . Подсчитаем коэффициент который является параметром при определении функции Христиа­новича Н:

1,5

Определим значение безразмерного газового фактора



Безразмерные давления на контуре питания и на забое сква­жины

---

И. А. Чарным было отмечено, что зависимость в широком диапазоне значений изображается почти прямой линией, поэтому приближенно можно принять, что



и, следовательно,

,

где





При этом дебит нефти:



Дебит газа:



Ответ: ,

5. ВЛИЯНИЕ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА НА РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ТЯЖЕЛОЙ ВЯЗКОУПРУГОЙ НЕФТИ.

От количества растворенного в нефти газа зависят многие ее свойства: плотность, вязкость и др. Свойства нефти в пластовых условиях будут существенно изменяться за счет растворения в ней нефтяного газа.

Количество газа, которое зависит от пластовых температур, давлений и от давления насыщения газонефтяных залежей в технологическом смысле называют газовым фактором:

, (34)

где - объём выделившегося газа из объёма нефти ( .

Газовый фактор определяют по результатам разгазирования глубинных проб нефти.

Наличие растворенного газа оказывает на плотность нефти сложное влияние, зависящее от давления, степени разгазирования и температуры.

, (35)

где – плотность газонасыщенной нефти при давлении и температуре , кг/м³;

---

– плотность нефти после 1 ступени сепарации (давление 0,1 Мпа) при =20 °С , кг/м³; — плотность окончательно разгазированной товарной нефти, кг/м₃; Г — газовый фактор, м³/м³; — относительная плотность нефтяного газа (по воздуху); — кажущаяся плотность нефтяного газа, кг/м³,

=0,274+0,2 (36)

Соответсвено с увеличением газосодержания в нефти, плотность нефти уменьшается.

С целью изучения влияния растворенного газа на нефтеотдачу высоковязкой нефти в различных типах коллекторов, в том числе для указанных двух, были проведены исследования со снижением пластового давления, сопровождающегося уменьшением газового фактора и развитием режима растворенного газа.

Степень влияния растворенного газа различна в зависимости от температуры и его количества. С уменьшением температуры эффект снижения вязкости возрастает. Именно поэтому перекачка газонасыщенных нефтей, кроме решения проблемы доставки потребителю нефтяного газа низкого давления, в ряде случаев позволяет увеличить пропускную способность нефтепровода. При низких же температурах даже легкие нефти имеют высокую вязкость и становятся плохо транспортабельными.

Замечено также, что чем выше вязкость дегазированной нефти, тем сильнее влияние растворенного газа. На рисунке дано несколько наиболее характерных кривых, построенных по данным исследований института Гипровостокнефть. 



Рисунок 12. Зависимость вязкости нефти от количества растворенного газа различных месторождений (по данным Гипровосток-нефти)

Американский инженер Конли Кэрл А. опубликовал результаты своих экспериментальных работ по изменению вязкости нефти от количества растворенного в ней газа. Им были исследованы 457 глубинных проб нефти, отобранных на продуктивных площадях США, Канады и Южной Америки. По результатам исследования давление насыщения находилось в пределах от 10 до 396 кГ/см

---

Смотрите также файлы

• Диагностика и техническое обслуживание Системы смазки.docx

• Актуальность темы исследования. Правовое регулирование.docx

• Программа, программа.docx

• Инвестиционный климат г. Сызрань.docx

• Ранняя профилизация обучения как основа самоопределения обучающихся. Профориентация.ppt