Файл: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.pdf

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 29.02.2024

Просмотров: 327

Скачиваний: 1

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

Вначале из первого уравнения (XIV. 11) определяется насыщенность

затем из второго — концентрация

причем последнее осуществляется наи­

более просто при линейной (или кусочно-линейной) зависимости адсорбции а

от произведения зхС. В численных расчетах чаще всего используется следующее представление:

| fCs при Г< (0

(XIV. 13)

I а0 при

t ^

/0

 

Здесь Г — константа Генри; а0 — const; t =

/0 (х) — момент прохождения зад­

него фронта оторочки раствора агента через данную точку пласта.

После построения полей давлений, насыщенностей, концентраций опреде­

ляют основные технологические показатели.

 

Дебит нефти галереи с номером у (у =

1, ..., М) в момент /"+1

<М<П+1) =

(1 -

/у,+‘) q Un+l).

(XIV.14)

С учетом переменности шага по времени накопленный отбор жидкости в этой

галерее к моменту

 

 

 

л-И

 

 

<М<”+1) =

S qyUk)Atk.

(XIV-15)

 

Л=1

 

 

Накопленный отбор нефти

 

 

л-Н

 

 

Q2V(<',+1) =

£

?*(<*) А/*.

(XIV. 16)

 

k—\

 

 

Объем закачанной воды

 

 

л+1

л+1

 

Qio(<',+1) =

£

= £ rto%(tk)

(XIV.17)

 

к=1

к—\

 

Далее определяем суммарные дебиты жидкости и нефти но галереям

м

 

 

 

<?"+l =S<7v(*',+l)'

 

v=i

 

 

 

м

 

 

 

<?2+1= II

<72v( ^ +1)

(XIV. 18)

7=1

 

 

 

и объем добытой нефти

 

М

 

 

 

QJ+1= £

 

 

(XIV. 19)

7=1

 

 

Для учета слоистой неоднородности должны быть рассмотрены Hq — отно­ шение толщины пропластка с номером 0 к толщине пласта Н (для простоты толщины предполагаются не зависящими от х) и /г©— отношение проницаемости пропластка с номером G к максимальной из проницаемостей слоев пласта.

Забойные давления считаются одинаковыми для всех пропластков. Далее принимается упрощенное допущение, что нагнетаемая в пласт жидкость распре­ деляется по пропласткам пропорционально их проводимостям х0 = /е0//0. Оче­ видно, все входящие в уравнения величины типа скоростей, дебитов, расходов необходимо умножить на х0 и затем для получения итоговых величин суммиро­ вать их по индексу 0. В результате определяются технологические показатели процесса вытеснения нефти оторочками активных примесей из слоистого пласта.

281

П р и м ер р а с ч е т а . В качестве примера применения расчетного метода с использованием численной модели квазиодномерной фильтрации рассматри­ вается случай последовательной закачки в однородный пласт с проницаемостью 1 мкм2 и толщиной 1 м оторочки раствора высококонцентрированного поверх­ ностно-активного вещества (типа мицеллярной системы) и оторочки водного раствора полимера. Объем первой оторочки составляет 0,1 от порового, второй — 0,5. Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной добывающей галереями, рассто­ яние между скважинами составляет 400 м, приведенный радиус скважины — 0,03 м; скорость закачки — 0,05 м/сут.

Фазовые проницаемости в зоне мицеллярного раствора приняты линейными функциями насыщенностей, а в зоне раствора полимера — такими же, как при обычном заводнении. Концентрации активной примеси в зонах первой и второй оторочек обозначаются через С и Ср соответственно. Функции Fi и F2 удобно

представить в виде

 

 

 

Р

_ (

Si — Sip \з-2С

_

/ 1—s1 — s20

\з-2С

1

\

1— Sio /

2

\ 1— s10 — s20

)

где s.Q=

(1 — C) +

sM-0C, &mo, &W20 ~~ минимальные водо- и нефтенасы-

щенности при обычном и 3мю*3д|20 при мицеллярном заводнениях. Вязкости воды

и нефти принимаются равными 1 и 5 мПа-с соответственно. Фактор сопротивле­ ния не зависит ни от сорбции, ни от градиента давления для обеих оторочек.

Полагаем R = 1+ 5С (оторочка мицеллярного раствора), Rp =

1+

5Ср (по­

лимерная оторочка), где С, Ср изменяются в пределах

1—0, зм10 =

0, з

0 =

= 0,1,

зи.,10 = 0,17, з^20 = 0,3, сорбция принимается

обратимой

и

подчиня­

ющейся

закону Генри; Г = Гр = 0,05 (Г соответствует

раствору

ПАВ,

Гр —

раствору полимера), недоступный объем пор равен нулю (т0 = т).

0,005.

 

Расчеты проводились по пространственной сетке с шагом Ах =

 

На рис. XIV.1 показано распределение водонасыщенностй (Sj) и концентра­

ций (С

и Ср) в момент времени, когда еще не весь раствор полимера вошел

в пласт. Перед зоной мицеллярного раствора формируется водонефтяной вал — область постоянной нефте- и водонасыщенностй, в которой з2 = 0,68.

На рис. XIV.2 показана соответствующая описываемому примеру зависи­ мость текущей нефтеотдачи т) от безразмерного объема закачиваемого агента т.

Абсолютный прирост на момент закачки одного порового объема жидкости составляет 22 %.

Представленная методика весьма удобна для исследования (в том числе и сравнительного) влияния на процесс нефтеизвлечения таких факторов, как режимы нагнетания и отбора, размеры оторочек, показатели неоднородности пласта, начальная обводненность, свойства нефти и нагнетаемого агента и др.

На рис. XIV.3 даны некоторые результаты численного исследования про­ цесса полимерного заводнения. Показано влияние вязкости нефти на текущий

Рмс. XIV.1. Распределение водоиасыщенности s1, концентраций мицеллярного раство­ ра С и полимерного раствора Ср по длине

пласта

Рис. XIV.2. Зависимость п от т при обьрь ном заводнении (/) и при вытеснении нефти последовательными оторочками мицелляр­ ного и полимерного растворов (2)

282

Рис. XIV.3. Зависимость Т| от х при вытеснении нефти, группа кривых:

/ —1мПа*с; II —15 мПа*с; III —100 мПа-с

отбор нефти т| при обычном заводнении (кривые 1) и при вытеснении нефти ото­ рочкой раствора полимера объемом 0,4 порового объема в зависимости от т (кривые 2). При этом фактор сопротивления принят равным 2,4; Г = 0,1; т 0 = = т (т * = 1). Вязкость воды составляет 1, нефти — 1,15; 100 мПа-с. Нетрудно заметить, что прирост текущего отбора нефти существенно возрастает с ростом вязкости нефти.

Кривые 2 при (Л2 = 15 мПа-с соответствуют вытеснению нефти оторочкой раствора полимера с исходным (при С = 1) значением фактора сопротивления 2,4; кривые 3 — значению R |с=1 = 4; кривые 4 — вытеснению нефти оторочкой

псевдопластического полимера при /?|с=1= 4 ^ 1 —ехр ^

к

р

и

­

вые 5 — вытеснению нефти оторочкой дилатантного полимера

при

R |с=1 =

 

Анализ кривых 3—5 показывает, что с ростом фактора сопротивления (сте­ пени загущения) эффективность процесса полимерного заводнения увеличи­ вается. Проявление неныотоновских свойств раствора полимера в данном случае имитирует дополнительное загущение. При этом дилатантный раствор (его по­ движность падает с ростом градиента давления) более эффективен, чем псевдопластический, подвижность которого возрастает с увеличением скорости.

Аналогичные результаты можно показать и для слоистого пласта. При этом характерно, что с ростом фактора слоистой неоднородности относительная эффек­ тивность полимерного заводнения возрастает.

Другие модели процессов заводнения с применением активных примесей

Модели типа, рассмотренного выше, в различных модификациях описаны в работе [20 и др.].

Результаты численных исследований процессов заводнения с применением растворов полимеров приведены в [38]. Следует отметить, что наряду с числен­ ными моделями необходимо рассматривать и аналитические — автомодельные решения задач при двух- и трехфазной фильтрации [9]. Построенные в простей­ ших предположениях (непрерывное нагнетание агента, сорбция не зависит от

насыщенности) эти решения тем не менее важны для понимания процесса меха­ низма протекания исследуемых процессов. Они позволяют получить «неразмазанные» фронты насыщенностей и концентраций, водонефтяные валы, характери­ стики которых легко находятся графически, и т. д. Все это позволяет контро­ лировать результаты численного моделирования, отвечающего более сложным и разнообразным случаям.

Кроме автомодельных, построены так называемые кусочно-автомодельные решения [39, 43], весьма удобные для наглядного описания характерных осо­ бенностей мицеллярно-полимерного заводнения в условиях необратимых хими­ ческих потерь.

Дальнейшее развитие адекватного моделирования процессов мицеллярного

ищелочного заводнения приводит к построению моделей трехфазной фильтрации,

вкоторых нагнетаемая в пласт микроэмульсия или эмульсия, формирующаяся

впласте при закачке в пласт активного агента, выделяется в самостоятельную гидродинамическую фазу [38].

§ 6. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

СИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ДВУОКИСИ УГЛЕРОДА

ИУГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

Рассматривается процесс вытеснения нефти оторочками углеводородных газов или двуокиси углерода, продвигаемыми водой, а также газоводяными сме­ сями. При полном смешивании нагнетаемого агента с нефтью либо при нагнета­ нии в пласт раствора двуокиси углерода в воде (карбонизированной воды) мате­ матическое описание процессов фильтрации можно проводить на основе уравне­ ния двухфазной фильтрации. В отдельных частных случаях удается найти ана­ литическое решение этих уравнений.

Описание вытеснения нефти углеводородными газами, частично в ней рас­ творяющимися, проводится в некоторых работах (например на основе уравнений Маскета — Мереса). Однако более общее описание рассматриваемого процесса, учитывающее не только присутствие свободной газовой фазы и растворение газа в нефти, но и растворение газа в воде и переход отдельных фракций нефти в газо­ вую фазу, можно провести на основе уравнений трехфазной многокомпонентной фильтрации [36]. Применительно к вытеснению нефти двуокисью углерода такие модели рассмотрены в [5].

Модель такого типа представлена в настоящей работе. При этом учиты­ ваются следующие факторы, увеличивающие нефтеотдачу.

1. Увеличение объема, уменьшение вязкости и благоприятное изменение фазовой проницаемости нефти при растворении в ней нагнетаемых агентов.

2.Увеличение вязкости воды при растворении в ней С02.

3.Испарение отдельных фракций нефти в газовую фазу.

При построении математической модели были приняты следующие допуще­ ния. Рассматривается фильтрация водной (/= 1), нефтяной (1=2) и газовой

• (/ = 3) фаз. В процессе вытеснения нефти двуокисью углерода в условиях, когда пластовая температура Т < 31 °С, вместо газовой фазы рассматривается жидкая углекислотная фаза. Фазы состоят из трех компонентов: водного компонента

(/=

1),

присутствующего только в водной фазе; углеводородного компонента

(/ =

2),

содержащегося в нефтяной и газовой.фазах, и водного компонента (/ =

= 3), который может присутствовать во всех трех фазах. Плотности фаз не зави­ сят от давления и состава фаз. Процесс предполагается изотермическим, при массообмене между фазами мгновенно устанавливается термодинамическое рав­ новесие. Влиянием капиллярных и гравитационных сил, а также диффузии в направлении течения пренебрегают. Движение фаз подчиняется обобщенному закону Дарси. При указанных допущениях девять уравнений сохранения массы каждого компонента в каждой фазе в трубке тока переменного сечения А (%), (где х — координата ее центральной линии) записываются в виде (I = 1,2, 3; 1= U 2, 3)

дРis,cij

.

dPlCUFiv

dSij

(XIV.20)

dt

i ‘

dx

dt ~

 

284

Смотрите также файлы