![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Приток газированной нефти к скважинам с учетом изменения свойств пластовой жидкости от давления
Полученные в первых параграфах данной главы зависимости насыщенности от давления на контуре замкнутой залежи газированной нефти справедливы в предположении, что в процессе разработки залежи вязкость нефти не изменяется: считалось, что I в процессе дегазации не изменяется и объем нефти, т. е. предполагалось, что объемный коэффициент нефти остается постоянным и равным единице ( Исследования показали, что в процессе истощения залежи ни одно из перечисленных условий фактически не соблюдается; вязкость нефти, ее объемный коэффициент и коэффициент растворимости газа меняются с изменением давления. В связи с этим допущения, сделанные при гидродинамических расчетах движения газированной нефти, часто приводят к существенным погрешностям. Во избежание этих погрешностей необходимо учитывать свойства пластовых жидкостей и их изменения в процессе разработки. Тогда при установившемся плоскорадиальном течении реальной газированной жидкости в пористой среде система уравнений (XIII.1) и (XIII.2) запишется так: Правые части системы уравнений равны нулю, так как считается, что характеристика потока не зависит от времени I и является функцией только координат. Очевидно, скорость фильтрации жидкой фазы Объемный расход этой фазы с учетом изменения объема нефти и количества растворенного газа Скорость фильтрации газовой фазы а объемный расход газовой фазы, приведенной к атмосферным условиям,
Отсюда газовый фактор[‡‡‡‡‡‡] Так же как и прежде, в условиях установившегося режима газовый фактор вдоль линии тока остается неизменным (постоянным). Введя в уравнение (XIII.37) вместо р функцию Н, получим для разности этих функций: Значение интеграла в правой части уравнения можно определить численным интегрированием. Однако при этом возникают некоторые затруднения. М. Д. Розенбергом и А. А. Боксерманом, а затем в несколько ином виде И. Д. Амелиным предложен способ определения разности функции Христиановича по данным исследования скважин методом установившихся состояний: где q1 — дебит нефти при забойном давлении p1 выше давления насыщения рН; рк — пластовое давление; Для определения разности функций Нк — Нзаб, необходимо замерить добиты скважины при последовательном понижении забойного давления до значения ниже давления насыщения. Л. А. Зиновьевой на основании анализа подынтегрального выражения (XIII.43) для большого количества нефтей была показана возможность аппроксимации этого выражения прямой линией, т. е. где b1 и b2 — коэффициенты аппроксимации (постоянные для данной нефти и газа при определенных давлениях). Подставляя уравнение прямой в (XIII.43), получим: Коэффициенты b1 и b2 определяются из уравнения прямой, записанного для где FН (sK) и FН (sзаб) соответствуют фазовым проницаемостям на контуре питания и па забое скважины. Коэффициенты b1 и b2 определяют по графику зависимости вязкости нефти Такая приближенная замена подынтегральной функции (XIII.46) значительно упрощает расчеты притока газированной нефти к скважинам: к тому же получаемые результаты хорошо сходятся с данными, полученными при более точных вычислениях. В связи с этим гидродинамические расчеты притока нефти к скважинам при проектировании разработки залежей в условиях режима растворенного газа можно' вести следующим образом. Прежде всего рассчитывается зависимость пластовое давление — нефтенасыщенность. Затем для каждой пары значений рк и sK определяют дебиты нефти при заданном забойном давлении или при заданном дебите — забойное давление. Рассмотрим оба случая.
|