Движение газированной жидкости в пористой среде

метки: Пористый, Жидкость, Среда, Проницаемость, Объем, Пористость, Размер, Фазовый

Под неоднородной жидкостью в подземной гидравлике понимается газированная жидкость (смесь жидкости и пузырьков газа), смесь нефти и воды, смесь нефти, воды и газа. Последняя, в отличие от первых двух, представляющих двухкомпонентные системы, является трехком-понентной системой, поскольку она содержит три разных фильтрующихся компонента — нефть, воду и газ.

Движению газированной жидкости (двухфазной системы) в пористой среде посвящены подробные экспериментальные и теоретические исследования.

При движении газированной жидкости в пористой среде вследствие падения давления в пласте происходит выделение из нефти пузырьков газа, находившегося в растворенном состоянии. По мере приближения жидкости к забою скважины размеры пузырьков газа вследствие его расширения увеличиваются, продолжающееся же падение давления вызывает выделение из нефти все новых и новых пузырьков газа, переходящего из растворенного состояния в состояние окклюзии.

При наличии значительного количества экспериментальных исследований движения газированной жидкости в пористой среде, механизм фильтрации смеси жидкости и пузырьков газа, представляющей собой неоднородную жидкость, еще недостаточно изучен. В частности, не ясен вопрос о размерах и форме пузырьков окклюдированного газа и скорости движения их в поровых каналах. Имеют ли газовые пузырьки столь малые размеры, что диаметр их значительно меньше диаметра поровых каналов, равного сотым долям миллиметра, или поперечные размеры газовых пузырьков совпадают с диаметром поровых каналов? Существует ли относительное движение газовых пузырьков относительно нефти? Проводившиеся до сих пор опыты по фильтрации газированной жидкости еще не внесли достаточной ясности в эти вопросы.

Результаты опытов показали, что наибольшее падение давления наблюдается в непосредственной близости от скважины, что указывает на наличие здесь наибольших потерь пластовой энергии. Сравнение с фильтрацией мертвой нефти выявило, что при движении газированной нефти происходит более резкое падение давления (при одинаковых расходах жидкой фазы).

Знание изменения насыщенности жидкостью порового пространства, т. е. величины отношения объема содержащейся в некотором элементе пористой среды жидкости к объему порового пространства этого элемента пористой среды, позволяет рассматривать раздельно движение каждой из фаз газированной жидкости, полагая, что жидкость движется в изменяющейся среде, состоящей из слагающей коллектор породы и газовых пузырьков, а газ движется в изменяющейся среде, состоящей из породы и жидкости. При такой точке зрения на фильтрацию газированной жидкости можно ввести понятие о фазовой или эффективной проницаемости, т. е. проницаемости пористой среды для каждой из фаз (жидкости и газа) газированной жидкости.

Современные прогнозы отечественных и мировых запасов нефти и ...

... Эксперты резюмируют: во многих отраслях нефть можно заменить газом. Россия не только производит больше газа, чем любая другая страна, но ... запасы включают в себя весь достоверно обоснованный объем нефти, который может быть извлечен из данного месторождения в ... SEC и основывается исключительно на анализе геологических признаков, без учета экономических факторов. По данной классификации, в зависимости ...

2. Фазовая (эффективная) проницаемость пористой среды

При фильтрации газированной жидкости жидкая фаза занимает только часть объема порового пространства, равную насыщенности жидкостью порового пространства. Следовательно, для жидкости пористость окружающей ее среды равна:

где тж — пористость для жидкости среды (горная порода и газ),

в которой происходит фильтрация жидкости;

• т — пористость горной породы;

S — насыщенность жидкостью порового

Газообразная фаза занимает часть объема порового пространства, равную (1 — S).

Поэтому для газа пористость среды (горная порода и жидкость) равна:

mг=m(1-S).

При фильтрации однородной жидкости проницаемость пористой среды, согласно формуле , равна

k=dэ2Sl.

Для жидкой фазы газированной жидкости фазовая проницаемость

k ж=dэ2Sl.

где dэ — эффективный диаметр частиц, слагающих среду, в которой происходит фильтрация жидкости; к этим частицам, кроме зерен породы, можно отнести пузырьки окклюдированного газа, поскольку они, как и мелкие частицы породы, расположенные между более крупными, занимают часть объема порового пространства и тем самым стесняют движение жидкости;

• Sl — число Sl для жидкости; по аналогии с фильтрацией однородной жидкости можно считать, что является функцией пористости тж и структуры порового пространства еж окружающей жидкость среды, т. е.

Sl ж=fmж, ε ж=fms, ε ж.

Поскольку число выделившихся из нефти пузырьков газа, их размеры и величина насыщенности зависят от давления, то величины эффективных диаметров и пористости для жидкости и газа являются функцией давления. Таким образом, формулы показывают, что в отличие от проницаемости к пористой среды при фильтрации однородной жидкости фазовые проницаемости (кж и кг) являются переменными величинами, изменяющимися с изменением давления и обусловленной им насыщенности.

Так как при движении жидкостей и газов в пористой среде пластовое давление изменяется в пространстве и времени (при неустановившейся фильтрации), то фазовые проницаемости являются функциями координат и времени.

Характер зависимостей фазовых проницаемостей от насыщенности жидкостью порового пространства впервые был установлен в результате опытов.

При наличии в поровом пространстве несцементированных песков и известняков до 20% жидкости (S = 20%), а в порах песчаников (сцементированных песков) до 50% жидкости, фазовая проницаемость для жидкой фазы газированной жидкости кж = 0, а относительная проницаемость для газообразной фазы смеси 90% для несцементированных песков и известняков и 98% для песчаников (при S = 20%, а при S= 50% имеем кг = 65% для песков-песчаников) значения относительных проницаемостей к’ж и к’т взяты в процентах от проницаемости к соответствующей пористой среды для однородных жидкостей.

Адсорбция на границе раздела фаз жидкость газ

... жидкости (s"), зная максимальное давление Р" max для этой жидкости и Р¢max для стандартной жидкости с известным поверхностным натяжением s (например воды). Изотерма адсорбции на границе ... поверхностного натяжения жидкости на границе с газом или другой не смешивающейся с ней жидкостью. Метод определения s основан на измерении максимального давления, необходимого для продавливания пузырька газа через ...

Таким образом, жидкость, скопляясь в порах, мало мешает прохождению газа. Приведенные экспериментальные данные показывают, что при получении из скважин чистого (безводного) газа в поровом пространстве пласта может содержаться от 20 до 50% неподвижной жидкости (связанной воды или нефти).

Это обстоятельство необходимо иметь в виду, в частности, при подсчете запасов газа в месторождениях природного газа, а также при разработке нефтяных месторождений в условиях режима газовой шапки. Если эксплуатация нефтяных месторождений будет сопровождаться интенсивным отбором газа из газовой шапки, приводящим к значительному снижению давления в ней, то возможно движение нефти в занимаемую газовой шапкой часть пласта. В этом случае большие количества нефти, занимающие не менее 20-50% объема порового пространства, останутся неизвлеченными вследствие того, что при указанных значениях насыщенности S фазовая проницаемость для жидкости равна нулю.

3. Установившееся движение газированной жидкости в пористой среде

Обозначим через Г=QгQ ж газовый фактор. Разделив расход газа на расход жидкости и учитывая, что в условиях установившейся фильтрации газовый фактор постоянен, имеем:

Обозначим

α=μгμ жℵ

и введем функцию G(S).

Обозначая левую часть уравнения через постоянную £:

£ =μгμ жℵ

получим:

Имеем:

Формулы позволяют построить зависимость между безразмерным давлением р* и насыщенностью жидкостью порового пространства S. Задаваясь различными значениями S и соответствующими им значениями G(S) (в зависимости от того, какими породами представлена пористая среда) и зная величину а для данных жидкости и газа, вычисляем по уравнению давление р*. На рисунке 1 показана кривая р* = р*(S).

Рис. 1 Зависимость между без- Рис. 2. Зависимость фазовой

разменым давлением р* и насы- проницаемости к’ж от безразмер-

щенностью жидкостью порового ного давления р* при фильтрации

пространства # для несцементи- газированной жидкости в несце-

рованных песков. ментированных песках.

Как видно из рис. 2, чем выше давление в пласте р*, тем больше величина фазовой проницаемости для жидкости к’ж, а следовательно, больше дебит скважин. Отсюда вытекает, что эксплуатацию скважин выгоднее вести при более высоких давлениях в пласте.

Так как для обеспечения притока нефти к забою скважин необходимо создание депрессии Ар = рк — рс, причем с ростом депрессии дебит скважин увеличивается то для повышения добычи более эффективным средством является увеличение депрессии за счет повышения пластового (контурного) давления рк, но не путем снижения забойного давления рс. Повышение пластового давления достигается закачкой воды за контур

нефтеносности либо газа в сводовую часть пласта. Из сказанного также можно сделать вывод о незначительной эффективности интенсификации добычи нефти путем создания на скважинах вакуума.

Изучение интерференции совершенной скважины при фильтрации нефти и газа

... литературы и методических материалов. Цель работы - изучить интерференцию совершенной скважины при фильтрации нефти и газа рассмотреть вопросы практического применения. Для этого поставлены ... давления в пласте. Ради простоты будем рассматривать приток к скважинам лишь несжимаемой жидкости в несжимаемом пласте при водонапорном режиме. А так же одним из условий нашего изучения интерференции скважин, ...

Допустим, что существует некоторая функция давления которая, будучи подставлена в уравнение, выражающее линейный закон фильтрации, вместо давления р, делает это уравнение справедливым для скорости уж фильтрации жидкой фазы газированной жидкости.

Задаваясь различными значениями р*, нетрудно найти отвечающие им величины интеграла как площади, ограниченные кривой кж = к’ж(р*) (рис. 2), осью абсцисс и ординатами, соответствующими значениям р*. Располагая этими величинами H*, легко построить кривую зависимости H* от безразмерного давления р*.

Таким образом, интересующая нас функция H действительно существует и определить ее значение не представляет большого труда, если известно давление р. Исходя из изложенного, легко найти формулы расхода жидкости и распределения давления в пласте при установившейся фильтрации газированной жидкости. Для этого достаточно в формулы расхода и распределения давления в пласте при установившейся фильтрации несжимаемой жидкости вместо давления р подставить отвечающие ему значения H.

Список литературы

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/referat/poristaya-sreda/

1. Кочина Н.Н., Кочина П.Я., Николаевский В.Н. Мир подземных жидкостей.

2. Полубаринова-Кочина П.Я. Теория движения грунтовых вод

3. Чарный И.А. Основы подземной гидравлики.

4. Басниев К.С., Власов А.М., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидравлика.

5. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах.