При добычи нефти происходит замещение её водой или газом как при естественных режимах эксплуатации, так и при эксплуатации с поддержанием пластового давления. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений также часто сопровождается вытеснением газа водой или при наличии нефтяной оторочки – нефтью.
Взаимодействие различных флюидов между собой и с пористой структурой пласта обуславливает капилляре явлеия, олое и образоваие в совместого теченя люидов, т. многофазнольтрации
Ждкости и газы, насыщающие пласты, собой смси углеводородных а также компонентов, екооре из которых способны растворятьс в левооро смесях. Пр оределенных условиях залегания и режимах разработки нефтяных и в пласт возникает многофазное течение сложной многоомпоннтной смс, ри котором межд движущимися с различми скоростями фазами осущствляется интенсивный реход отдельных компоннтов из одной фазы в другую влечет за собой составов и физических свойств ильтрщихся Такие процссы происходят, апример, при движеи фти ри вытснении водой или газом, при разработке сложого компоентного состава, ри оторочкм активной примеси щелочыми растворами; разлч ждкими и газообразнми растворитлями, примяющмся для увеличеия Осовой для расчта такх процессов служт теория фильтрации.
5.2. Основны хрктеристики многофазной фиьтрации
Углеводородные системы могут быть и . системе е части имеют изические и оставляющие гомогенной системы Гетерогенные системы состоят из фаз. Фаза – это часть системы, которая является гомогенной и отделена от других фаз отчетливыми границами. Взаимодействие между фазами происходит на поверхностях раздела. Смесь воды, нефти и газа в пласте – типичный пример гетерогенной среды.
Главными характеристиками движения многофазной среды являются насыщенность и скорость фильтрации каждой фазы.
Насыщенностью si порового пространства i –й фазой называется доля объема пор DVi , занятая этой фазой в элементарном объеме:
, i=1,2,…, n , (5.1)
где n – число фаз.
Очевидно, что
. (5.2)
Таким образом, в n-фазной системе имеется (n-1) независимая насыщенность. В частности, при исследовании фильтрации смеси двух фаз используется лишь насыщенность s1 наиболее смачивающей, вытесняющей фазы, которую будем в дальнейшем обозначать просто s. . Тогда из (5.2) имеем s2=1—s. Движение каждой из фаз характеризуется вектором скорости фильтрации ui данной фазы, который (по аналогии со скоростью фильтрации однородной жидкости) определяется как вектор, проекция которого на некоторое направление L равна отношению объемного расхода Qi данной фазы к площадке Wi , перпендикулярной к указанному направлению:
, i = 1,….n. (5.3)
Площадка Wi пересекает как твердую, так и подвижные фазы. При изучении сложных фильтрационных процессов возникает необходимость в построении моделей многофазных (гетерогенных) систем, в которых каждая фаза, в свою очередь, моделируется многокомпонентной гомогенной смесью. При этом между компонентами возможны химические реакции, переход компонентов из одной фазы в другую, процессы адсорбции, диффузии и др. При совместном течении двух фаз в пористой среде, по крайней мере, одна из них образует систему, граничащую со скелетом; породы и частично с другой жидкостью. Из-за избирательного смачивания твердой породы одной из жидкостей площадь контакта каждой из фаз со скелетом пористой среды значительно превышает площадь контакта фаз между собой. Это позволяет предположить, что каждая фаза движется по занятым ею поровым каналам под действием своего давления независимо от других фаз, т. е. так, как если бы она была ограничена только твердыми стенками. При этом, естественно, сопротивление, испытываемое каждой фазой при совместном течении, отлично от того, которое было бы при фильтрации только одной из них. Опыты показывают, что расход каждой фазы растет с увеличением насыщенности и градиента давления. Закон фильтрации каждой из фаз при учете силы тяжести по аналогии с законом Дарси можно записать в следующем виде:
. (5.4)
|
Рис.5.1. Зависимость относительных проницаемостей ki от насыщенности s |
Здесь k — абсолютная проницаемость пласта, определяемая по данным о фильтрации однородной жидкости; mi – коэффициент динамической вязкости фаз; pi – давление в фазах; ri – плотность фаз; g – вектор ускорения свободного падения; ki(s) – относительные фазовые проницаемости, определяемые экспериментально; si – насыщенность одной из фаз.
Понятие относительной фазовой проницаемости ki(s), играет важную роль при изучении совместного течения нескольких жидкостей в пористой среде. Обычно считается, что относительные проницаемости являются однозначными функциями насыщенностей и не зависят от скорости фильтрации и отношения вязкостей движущихся фаз. На рис. 5.1. приведены типовые кривые относительных фазовых проницаемостей для двухфазной смеси ( пунктир на рисунке относится к случаю, когда первая фаза является газом).
На этом графике показаны безразмерные относительные фазовые проницаемости k 1 и k 2; sА – связанная компонента первой, более смачивающей фазы (для воды обычно около 20%).
Характерная несимметричная форма кривых относительной проницаемости объясняется тем, что при одной и той же насыщенности более смачивающая фаза занимает преимущественно мелкие поры и относительная проницаемость у неё меньше. При малых насыщенностях часть каждой из фаз находится в несвязном состоянии в виде изолированных мелких капель или целиков и не участвует в движении. Поэтому, начиная с некоторой насыщенности, каждая фаза полностью переходит в несвязное состояние и её относительная проницаемость становится равной нулю, т.е. k1(s)=0 при s<sA, k2(s)=0 при s>1-sA. Движение этой фазы может происходить только, если s > sА. Для второй фазы связанная компонента равна 1- sA. При рассмотрении совместной фильтрации двух несмешивающих жидкостей приходится различать вытесняющую и вытесняемые фазы, т.к. относительные проницаемости различны в зависимости от того, какая из фаз (более или менее смачиваемая) первоначально заполняла пористую среду, т.е. существует гистерезис относительных проницаемостей.
Сумма относительных проницаемостей для каждого фиксированного значения s меньше 1:
, 0<s<1.
Это означает, что присутствие связанной смачивающей фазы мало влияет на течение не смачивающей жидкости, тогда как присутствие остаточной не смачивающей фазы значительно “стесняет” движение смачивающей фазы.
|
Рис.5.2. Диаграмма для определения границ преобладания потоков различных фаз при трехфазном течении |
Введенные выше понятия можно обобщить на случай совместного движения трех несмешивающихся флюидов: нефти, газа и воды. Если обозначить эти флюиды индексами “н”, “г” и “в”, то можно ввести относительные проницаемости, точно так же, как это было сделано для двух жидкостей. При этом фазовые проницаемости являются уже функциями двух независимых насыщенностей и определяются из треугольных диаграмм (рис.5.2).
На треугольной диаграмме показаны границы преобладания фаз. Из диаграммы видно, что при газонасыщенности более 35 % поток состоит только из газа, более тёмная область показывает на наличие всех фаз. По диаграмме можно определить, какие компоненты движутся в пласте при данном соотношении величин насыщенности пор фазами.
Характер зависимостей определяется различной степенью смачивания твердых зерен породы фазами, причем оказывается, что относительная проницаемость зависит только от водонасыщенности – наиболее проницаемой фазы – воды, и почти не зависит от нефте– и газонасыщенности. На основании экспериментов можно считать, что относительная фазовая проницаемость в многофазном потоке почти не зависит от вязкости жидкости, ее плотности, внутрижидкостного натяжения, градиента давления.
Характерные особенности многофазной фильтрации связаны также с влиянием поверхностного натяжения. Давления в фазах р1 и р2 не равны друг другу из-за капиллярных эффектов, приводящих к скачку давления на границе раздела фаз:
р2-р1=рк , (5.5)
где рк – капиллярное давление (или капиллярный скачок).
Большее давление будет на стороне жидкости, не смачивающей твердые зерна породы.
Предположим, что капиллярное давление при совместном течении жидкостей совпадает с капиллярным давлением в равновесном состоянии для того же значения насыщенности и при одном и том же направлении её изменения (увеличении или уменьшении). Поэтому капиллярное давление можно представить в виде известной экспериментальной функции насыщенности (рис. 5.3):
, (5.6)
|
Рис. 5.3. Зависимость функции Леверетта от насыщенности: 1 – кривая вытеснения; 2 – кривая пропитки; А – остаточная насыщенность вытесняемой жидкости |
где aп – коэффициент межфазного поверхностного натяжения; q – статический краевой угол смачивания между жидкостями и породой; m – пористость; J(s) — безразмерная функция Леверетта.
Процессы многофазной фильтрации идут по-разному в зависимости от характерного времени фильтрационного процесса и от размеров области течения. Капиллярные силы создают в пористой среде перепад давления, величина которого ограничена и не зависит от размеров области фильтрации. Вместе с тем перепад внешнего давления, создающего фильтрационный поток между двумя точками, пропорционален скорости фильтрации и расстоянию между этими точками. Если размеры области малы, то при достаточно малых скоростях фильтрации капиллярные силы могут превзойти внешний перепад давления. Напротив, если рассматривается движение в очень большой области (например, в целой нефтяной или газовой залежи), то влияние капиллярных сил на распределение давления незначительно и их действие проявляется в локальных процессах перераспределения фаз. Взаимное торможение фаз, благодаря которому относительные фазовые проницаемости не равны соответствующим насыщенностям, обусловлено, прежде всего, капиллярными эффектами. В тех случаях, когда можно пренебречь капиллярным скачком рк(s), капиллярность косвенно учитывается самим видом опытных кривых относительных проницаемостей ki(s).
Таким образом, при описании многофазной фильтрации увеличивается число параметров, подлежащих определению. Наряду с неизвестными давлениями pi в фазах и скоростями фильтрации фаз ui появляются новые неизвестные – насыщенности si и концентрации отдельных компонентов.