Содержание к диссертации
Введение
1. Исследования тепло- и массопереноса при движении жидкостей и газов в нефтенасыщенных пористых средах 17
1.1 .Термодинамические эффекты при фильтрации флюида в нефтяном пласте 19
1.2. Влияние температуры и давления на термогидродинамические свойства насыщенных пористых сред 34
1.3. Неизотермическая фильтрация флюидов в нефтяных пластах 48
1.4. Основные методы решения задач неизотермической многофазной фильтрации 58
2. Математическое моделирование тепло-массопереноса многофазной фильтрации с фазовыми переходами и растворимостью компонентов 63
2.1. Основные уравнения неизотермической многофазной фильтрации 64
2.2. Постановки задач тепло - и массопереноса при фильтрации нефти, воды и газа с учетом термодинамических эффектов и фазовых переходов 75
2.2.1. Неизотермическая двухфазная фильтрация нефти и воды 75
2.2.2. Неизотермическая фильтрация ньютоновской нефти, воды и газа 76
2.2.3. Неизотермическая фильтрация неньютоновской нефти, воды и газа 79
2.2.4. Неизотермическая фильтрация трехкомпонентной газированной нефти 84
2.2.5. Неизотермическая фильтрация газированной парафинистой нефти 87
2.2.6. Неизотермическая фильтрация нефти и воды в переменном поле давления 90
2.2.7. Неизотермическая фильтрация газированной нефти и воды при опробовании нефтяных пластов 92
2.3. Постановки задач тепло- массопереноса при многофазной фильтрации с фазовыми переходами применительно к задачам вытеснения нефти из пластов теплоносителями 100
2.3.1. Вытеснение нефти горячей смесью воды и неконденсирующегося газа 101
2.3.2. Вытеснение нефти водяным паром 103
2.3.3. Вытеснение нефти смесью водяного пара с газом 107
2.4. Конечно-разностная схема и методика решения системы уравнений тепло-массопереноса многофазной фильтрации с фазовыми переходами и растворимостью компонентов... 111
2.4. Исследование численной схемы на устойчивость, точность и сходимость 119
3. Исследование переходных термогидродинамических полей при фильтрации с фазовыми переходами с учетом термодинамических эффектов 121
3.1. Тепловое поле пласта при фильтрации газированной нефти и воды в нестационарном поле давления 121
3.2. Гидродинамика фильтрации газированной нефти и воды 129
3.3. Тепловое поле пласта в переменном поле давления при двухфазной фильтрации 134
3.4. Фильтрация аномальной нефти, воды и газа с учетом термодинамических эффектов 141
3.4.1. Двухфазная фильтрация аномальной нефти и воды 141
3.4.2. Фильтрация аномальной нефти, воды и свободного газа 146
3.4.3. Фильтрация аномальной нефти и воды в условиях разгазирования 148
3.4.5. Исследование влияния фронтов обводнения, вязкости нефти и проницаемости пласта на формирование теплового поля 155
3.5. Многофронтовые фазовые переходы при неизотермической фильтрации газированной нефти 160
3.6. Температурное поле пласта при компрессорном опробовании в условиях многофазного потока .167
3.7. Исследование параметрической чувствительности теплового поля при фильтрации газированной нефти и воды 172
4. Исследование тепло-и массопереноса при фильтрации водяного пара, горячей смеси воды и газа и парогаза 175
4.1. Численное исследование неизотермической фильтрации водяного пара 175
4.1.1. Эволюция теплового поля в пласте 175
4.1.2. Особенности фильтрации водяного пара в нефтяном пласте 180
4.1.3. Двухкомпонентное представление нефти 191
4.2. Вытеснение нефти смесью горячей воды и азота 193
4.2.1. Термогидродинамика процесса вытеснения нефти смесью водяного пара и газа 201
4.2.2. Учет многокомпонентности нефти в процессе вытеснения 221
4.3. Исследование процесса вытеснения нефти парогазом на основе спланированного эксперимента 223
4.4. Сопоставление результатов расчета с экспериментом 232
5. Пути практического использования результатов исследований тепло- и массопереноса многофазной фильтрации с фазовыми переходами 238
5.1. Вытеснение нефти оторочками водяного пара и парогаза 238
5.1.1.Формирование теплового поля и гидродинамика процесса 238
5.1.2. Динамика вытеснения нефти 242
5.2. Термические исследования скважин и пластов в условиях многофазного потока 247
5.2.1. Определение давления насыщения нефти газом 247
5.2.2. Примеры термических исследований скважин 250
5.3. Теплоперенос в неоднородных средах 256
5.3.1. Математическая модель для изучения азимутального и радиального теплового поля в скважине 256
5.3.2. Исследование радиального и азимутального распределения температуры в обсаженной скважине при наличии канала перетока 260
5.3.3. Экспериментальное изучение азимутального распределения температуры в скважине 267
Заключение 278
Литература 284
Приложение 305
- Влияние температуры и давления на термогидродинамические свойства насыщенных пористых сред
- Гидродинамика фильтрации газированной нефти и воды
- Вытеснение нефти смесью горячей воды и азота
- Исследование радиального и азимутального распределения температуры в обсаженной скважине при наличии канала перетока
Введение к работе
Актуальность проблемы. Исследование тепло- и массопереноса в
іефтенасьшденньїх пористых средах обусловлено необходимостью решения
фактических задач нефтедобычи. С одной стороны, это тепловые методы
ззвлечения углеводородов из пластов, особенно, вязкой И ВЫСОКОБЯЗКОЙ
тефти, и, с другой, термические методы исследования скважин и пластов
скважинная термометрия) при контроле за разработкой нефтяных
месторождений. В связи с падением темпов добычи нефти в РФ за счет роста
обводнившихся пластов и уменьшением числа вводимых в разработку
тефтяных месторождений контроль за состоянием разработки пластов
"приобретает важное значение. Движение флюидов в пласте сопровождается
троявлением термодинамических эффектов (дроссельный, адиабатический
эффекты) и выделением или поглощением теплоты фазовых переходов
'разгазирование жидкости, кристаллизация парафина). Термические методы
исследования пластов и скважин высокочувствительными термометрами
эснованы на изменениях температуры потока, обусловленных этими
процессами. В большинстве случаев практика нефтедобычи имеет /ело с
многофазными потоками. Наиболее сложные течения наблюдаются при
исследовании пластов, имеющих давление насыщения нефти близкое к
пластовым давлениям, а также при освоении и опробовании пластов с низким
значением забойного давления. Анализ термограмм скважинных исследований
показывает, что методики интерпретации, ранее разработанные для стучаев
однофазных потоков, в таких условиях неприменимы. В связи с этим
актуальным является изучение особенностей нестационарного теп по- и
массопереноса в пласте, обусловленного термодинамическими эффектами в
условиях многофазных потоков. В задачах скважинной термометрии в
условиях неизотермического многофазного движения флюидов в пористой
среде с фазовыми переходами наблюдаются малые изменения температуры
(порядка 10 К и менее), тогда как для задач разработки нефтяных
месторождений тепловыми методами характерны большие температурные
изменения, достигающие 100 К и более.
Одним из эффективных способов извлечения вязкой и высоконязкой нефти из пласта является закачка теплоносителей. В последнее время предложены способы, сочетающие закачку водяного пара совместно с газами горения (парогаз). Вытеснения нефти из пласта водяным паром, парогазом представляют собой нестационарные процессы тепло- и массопереноса многофазной фильтрации с фазовыми переходами (испарение/кондексация воды и нефти) и межфазного массообмена. Поэтому анализ эффектиЕ ности указанных процессов, в первую очередь, связан с исследованием взаимовлияния теплового и гидродинамических полей, формирования и эволюции зоны вытеснения нефти. К настоящему времени процессы вытеснения нефти водяным паром и парогазом изучены недостаточно. Практически не изучен процесс вытеснения нефти оторочкой парогаза.
Взаимосвязь задач термических методов разработки и контроля за разработкой нефтяных месторождений проявляется в общих термогидродинамических эффектах, влияющих на процесс неизотермического многофазного движения флюида в пористой среде, в едином подходе моделирования явлений тепло- и массопереноса многофазной фильтрации с фазовыми переходами и термодинамическими эффектами.
Таким образом, исследование явлений тепло- и массопереноса многофазного движения флюидов в пористой среде с учетом фазовых переходов и термодинамических эффектов, а также процессов вытеснения нефти теплоносителями представляет научный и практический интерес не только с позиций поиска методов интерпретации данных термометрии в условиях многофазных потоков и поиска способов увеличения нефтеотдачи пласта вязкой к высоковязкой нефти, но и развития теории нестационарного тепло- и массопереноса в нефтенасыщенных пористых средах применительно к указанным задачам.
Цель работы заключается в создании моделей нестационарных процессов тепло- и массопереноса в многофазных системах с учетом фазовых переходов и термодинамических эффектов, и научных основ их применения для решения задач разработки и контроля разработки нефтяных месторождений термическими методами.
Методы исследования. Теоретические и экспериментальные исследования, численное моделирование с применением конечно- разностных методов и рглчетов на ЭВМ, обобщение и анализ публикаций отечественных и зарубежных ученых, анализ и интерпретация данных лабораторных и скважкнных экспериментов, промысловых исследований.
Научная новизна работы состоит в следующем:
1. Впервые с общих позиций в рамках моделей нестационарного тепло-
и массопереноса с учетом многофазной фильтрации с фазовыми переходами,
растворимостью компонентов и термодинамическими эффектами дано
описание класса задач термического метода исследования скважин и пластов
при контроле за разработкой нефтяных месторождений в условиях
многофазного потока, а также задач разработки нефтяных месторождений
закачкой парогаза, горячей смесью воды и іаза-н-их-оторпчрк.
2. Установлены закономерности формирования нестационарного
температурного и гидродинамического полей при неизотермическом притоке
флюида к скважине с учетом совместного влияния многофазности потока,
разгазирования жидкости в призабойной зоне, дроссельного и
адиабатического эффектов. Показана определяющая роль теплоты фазового
перехода при разгазировании нефти и кристаллизации парафина в
формировании нестационарного теплового поля в пласте. Теоретически
обоснована и практическими результатами подтверждена возможность
определения давления насыщения нефти газом в естественных условиях.
3. Изучены особенности теплового поля в случаях притока в скважину
іефти с водой при забойном давлении выше и ниже давления насыщения іефти газом.
Установлено, что подход фронта закачиваемой воды к выходу из пласта добывающей скважине) в условиях разгазирования приводит к повышенному гемпу снижения температуры потока, а после прорыва воды из пласта іаблюдается разогрев флюида. В отсутствии разгазирования приближение фронта закачиваемой воды к добывающей скважине приводит к повышению темпов роста температуры поступающей из пласта жидкости. Это явление может быть использовано для ранней диагностики обводнения пласта по данным скважинной термометрии.
4. Разработана модель тепло- и массопереноса при фильтрации
іномальной нефти (с начальным градиентом сдвига), воды и газа с учетом
:овместного влияния адиабатического, дроссельного эффектов и теплоты
эазгазирования жидкости.
Установлена немонотонная зависимость температурного поля от насыщенности пласта водой, усиление вклада адиабатического охлаждения в нестационарное температурное поле после пуска скважины в работу.
-
Изучено взаимовлияние теплового и гидродинамического полей в процессах вытеснения нефти из пласта парогазовой смесью, горячей смесью воды и газа, оторочкой парогаза и установлены основные механизмы, эпределяющие динамику и степень извлечения нефти из пласта в этих процессах.
-
' Теоретически обоснована и экспериментами подтвер:кдена возможность определения локального теплового возмущения в неоднородных по теплофизическим свойствам коаксиальных системах по результатам v измерения нестационарного азимутального распределения температуры.
Основными защищаемыми положениями и результатами являются:
-
Созданные на основе методов механики многофазных сред математические модели тепло- и массопереноса многофазной фильтрации с учетом фазовых переходов, растворимости компонентов и термодинамических эффектов позволяют с единых позиций и адекватно описать процессы формирования температурного поля в пласте применительно к задачам гермического метода исследования скважин и пластов при контроле за разработкой нефтяных месторождений, а также задач вытеснения нефти парогазом, горячей смесью воды и газа и их оторочками.
-
Установленные особенности формирования нестационарного температурного и гидродинамического полей для задач скважинной термометрии в условиях многофазного потока связанные с совместным учетом фазовых переходов и термодинамических эффектов.
3. Установленные основные механизмы, определяющие динамику и
степень извлечения нефти из пласта при вытеснении нефти парогазом, горячей
смесью воды и газа и их оторочками.
4. Пргдложенные пути практического использования результатов исследований тепло- и массопереноса многофазной фильтрации:
> технология создания в нефтяных пластах тепловых оторочек парогаза;
У метод определения давления насыщения нефти газом в естественных условиях;
> рас чет модельных термограмм с учетом тепловой инерционности системы
"скзажииа- пласт" и датчика температуры с целью повышения
достоверности интерпретации данных термических исследований скважин
в условиях многофазных потоков и обучения специалистов по
интерпретации нестационарных температурных полей;
У технология исследований и методика интерпретации результатов измерений азимутального распределения температуры с целью определения локального теплового возмущения в неоднородных по теппофизическим свойствам коаксиальных системах (определение каналов гаколонного движения жидкости).
Научная к практическая значимость работы заключается в развитии теории нестационарного тепло- и массопереноса с учетом многофазного потока, термодинамических эффектов и фазовых переходов в нефтенасыщенных пористых средах; создании научных основ для практического использования особенностей нестационарного тепло- и массопереноса применительно к задачам разработки и контроля за разработкой нефтяных месторождений термическими методами. Результаты исследований способствуют повышению достоверности интерпретации данных термических исследований скважин и пластов в условиях многофазного потока. Результаты работы могут быть использованы для анализа и прогнозирования показателей разработки нефтяных месторождений с применением теплоносителей на основе закачки водяного пара, горячей смеси зоды и газа, парогаза и их оторочек. Результаты работы использованы при оценке технологических показателей разработки Лемезинского месторождения Башкирии и Русского месторождения Западной Сибири оторочками парогаза.
Достоверность научных выводов и рекомендаций подтверждается использованием методов механики многофазных сред при создании и 'разработке математических моделей тепло- и массопереноса в пористых т;рцдал.. фаднческой-и математической непротиворечивостью используемых моделей многофазных сред, сравнением результатов численных расчетов с тестовыми задачами, экспериментальными данными и расчетными данными других авторов.
Апробация работы
Основное содержание и результаты работы докладывались и обсуждались на межвузовском семинаре по физической гидромеханике (г.Уфа, Башгосуниверситет, период 1982-1998 г.г.); на научно- технических советах
"Башнефтегеофизика"(1980-1995 г.г.), Красноленинскнефтегеофизика (1989-1992 г.г.); на республиканских научно-технических конференциях молодых ученых и специалистов (г.Уфа, УНИ), в 1982 и 1983 г.г; на VI и VIII всесоюзных семинарах "Численные методы решения задач многофазной фильтрации несжимаемой жидкости" (г.Фрунзе,1982 г., г.Новосибирск, 1986 г.); на Всесоюзных семинарах "Состояние и перспективы развития геофизических исследований скважин" (г.Уфа, 1984 г.) и "Геофизические и гидродинамические методы исследования действующих скважин при контроле за разработкой нефтяных месторождений" (г.Москва, ВДНХ СССР, 1984 г.); на П и Ш всесоюзных семинарах "Современные проблемы теории фильтрации" (г.Москва, 1987,1989 г.г.); на Всесоюзном семинаре по современным проблемам нефтегазопромысловой механики (г.Баку, 1990 г.); на семинаре Института механики многофазных систем СО РАН под руководством академика Р.И.Нигматулина (г. Тюмень, 1990 г.); на Всероссийской научной конференции по контролю за разработкой нефтяных месторождений (г.Уфа, 1995 г.); на Всероссийской научно- практической конференции "Геофизика-97"(г.Санкт-Петербург, 1997 г.); на Международной конференции и выставке по геофизическим исследованиям скважин (г.Москва, 1998 г.); на научно- технической конференции "Геофизические технологии 2000 года" (г.Оренбург, 1999 г.); на семинарах кафедры прикладной физики под руководством профессора Саяхова Ф.Л. и кафедры геофизики под руководством профессора Валиуллина Р.А. за период 1982-1999 г.г.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 44 работы, включал две монографии.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав, заключения, списка литературы и приложения. Обший объем работы составляет 308 страницы, 107 рисунков и 19 таблиц. Список литературы содержит 227 наименований.
Влияние температуры и давления на термогидродинамические свойства насыщенных пористых сред
Влияние температуры на вязкость углеводородов, воды и газов в настоящее время изучено достаточно полно и освещено в работах [Бурже Ж., 1989; Вукалович М.П., 1959; Боксерман А.А.,1975; Bia Р., 1975] и др. Один из основных эффектов, влияющих на процесс вытеснения нефти теплоносителем, является степень снижения отношения вязкости нефти к вязкости вытесняющей жидкости или газа. В работе [Боксерман А.А., 1975] предлагается по степени уменьшения вязкости нефти от температуры подразделять нефть на три типа: маловязкая ( А) средней вязкости (В) и высоковязкая нефть (С). Для каждого типа нефти устанавливается аналитическая зависимость вязкости от температуры (рис. 1.5а). Такой подход, в основном охватывает характерные зависимости вязкости от температуры для большинства нефтяных месторождений РФ. Если для вязкой и высоковязкой нефти характерно уменьшение отношения вязкостей нефти и воды, то для маловязкой нефти это отношение может и возрастать с увеличением температуры. Это иллюстрируется данными из [ Bia Р, 1975] на рис. 1.56. Для газов характерно увеличение вязкости от температуры (рис.1.5в), поэтому при переходе воды в пар наблюдается резкое уменьшение отношения вязкостей нефть - водяной пар. Заметим, что для дегазированной нефти и воды, а также для газов наблюдается слабая зависимость вязкости от изменения давления.
Для расчета вязкостей газов и жидкостей предложены различные аналитические зависимости [ Біа Р, 1975; Lohrenz J, 1964]. Вязкости газов в широком диапазоне изменения температур можно рассчитывать по формуле
Следует отметить, что зависимости вязкости нефти от температуры не охватываются только вышеприведенными формулами. В каждом конкретном случае экспериментально устанавливается зависимость и подбираются соответствующие расчетные формулы. Например, известны, степенные, экспоненциальные зависимости вязкости нефти от температуры [ Gootfried B.S., 1965; Бурже Ж., 1989].
При тепловом воздействии на нефтяной пласт содержащийся в пластовых условиях газ, а также испарение углеводородов в газовую фазу и их дальнейшее растворение в нефти приводят к изменению вязкости последнего. Кроме того добавка в пар неконденсирующихся газов также приводит к изменению вязкости нефти при их растворении. Эффекты растворения газов в нефти и переход углеводородов в газовую фазу изучены достаточно полно в процессах вытеснения нефти из пластов углеводородными газами, двуокисью углерода и неконденсирующимися газами [Гуревич Г.Р, 1984; Menzie D.E., 1963; Poetmann F., 1951; Дунюшкин И.И., 1980; Бан А., 1977; Намиот А.Ю., 1976] и др. Растворимость не углеводородных газов в нефти с увеличением температуры падает, например, для углекислого газа увеличение температуры от 0 С до 100 С приводит к уменьшению растворимости почти в пять раз (рис.1.6.). При этом растворимость метана в нефти в десять раз, а азота в пятьдесят раз меньше, чем углекислого газа.
Коэффициенты растворимости (К) и вязкости смеси углекислого газа с нефтью могут быть рассчитаны по методике предложенной в [Bader В.Е., 1978]: К=Х/ Y=AP ев/т, (1.21) где А, В - константы; Р - давление; Т - температура; X - мольная доля углекислого газа в нефти; Y - мольная доля углекислого газа в газовой фазе. На рис 1.7а, по данным работы [ Bader В.Е., 1978] приведены зависимости вязкости нефти от температуры и давления (количества растворенного углекислого газа в нефти). Видно, что с увеличением температуры и давления вязкость нефти падает, однако для фиксированного давления вязкость нефти может и возрастать с увеличением температуры, что связано с уменьшением растворимости газа при повышении температуры.
Испарение легких углеводородов в газовую фазу в области высоких температур и их дальнейшая конденсация, при котором легкие углеводороды смешиваются с тяжелой вязкой нефтью, приводят к снижению вязкости смеси. В работе [Тарасов А.Г., 1975] предложена методика расчета этого эффекта, заключающаяся в определении вязкости смеси по формуле Кендалла. При этом, наблюдается удовлетворительное согласование расчетных и экспериментальных данных (рис., 1.76). Если в области смешения легких углеводородов с тяжелой вязкой нефтью наблюдается снижение вязкости, то испарение легких углеводородов приводит к обратному эффекту [ Чекалюк Э.Б., Оганов К.А., 1979].
Учет влияния испарения нефти на коэффициент вытеснения проводился различными авторами [Тарасов А.Г., 1975; Чекалюк Э.Б., Оганов К.А.,1979; Намиот А.Ю., Бондарева М.М., 1970; Корнаев М.З., 1975; Wu С.Н., 1983] и др. В работах [Намиот А.Ю., 1970,1975] оценены вклады испарения в процессы вытеснения нефти паром и парогазовой смесью при внутрипластовом горении. В работе [Wu С.Н., 1963] приводятся корреляционные зависимости для учета эффекта дистилляции легких углеводородов на основе анализа большого числа лабораторных данных.
На рис. 1.8 приведены корреляционные зависимости коэффициента вытеснения для различных вязкостей и условной плотности, не зависящие от начальной нефтенасыщенности.
Однако, общим недостатком вышеприведенных методик является то, что они не отражают гидродинамику процесса вытеснения нефти теплоносителями.
При нагревании пластовых жидкостей и скелета пористой среды наблюдается расширение пластовой системы. Для углеводородов коэффициент теплового расширения примерно равен 10 3 К 1 , для твердых тел, составляющих скелет пористой среды коэффициент теплового расширения гораздо меньше, чем для жидкостей, например, для песчаников в диапазоне температур 298-723 К коэффициент объемного теплового расширения составляет 5 10 5 К [ Bia Р., 1975]. Тепловое расширение твердого скелета пласта по данным некоторых работ [Оганджанянц В.Г., 1980] приводит к изменению абсолютной проницаемости примерно в два раза. Заметим, что по сравнению с тепловым расширением жидкостей и пористой среды гораздо больший эффект сжатия испытывает парообразный теплоноситель при конденсации.
Важную роль в изучении механизмов теплового воздействия играют исследования фазовых равновесий при повышенных температурах и давлениях. Изменение термодинамического состояния системы, при котором существенно меняются составы фаз, влияет на фильтрационные и физические свойства насыщающих пористую среду жидкостей и газов.
Так как нефть является многокомпонентный системой, то для описания термодинамического состояния системы нефть подразделяют на псевдокомпоненты: 1 - метан и не углеводородные газы, 2- С2 - С4, 3- С5 и выше. Такое разделение нефти носит условный характер и определяется типом решаемых задач. Особенностью этого подхода является выделение в качестве псевдокомпонентов нефти отдельно газовой составляющей и жидких фаз. Разделение нефти на псевдокомпоненты можно осуществлять на основе анализа фракционного состава по истинным температурам кипения [Гуревич Г.Р.,1984]. Несмотря на различные подходы в выборе псевдокомпонентов нефти, общим для всех является выбор компонентов по степени увеличения их молекулярного веса или температур кипения.
Расчеты составов жидких и газообразных фаз осуществляют на основе констант фазовых равновесий, определяемых экспериментально или с использованием уравнений состояния многокомпонентных систем Редлиха-Квонга, Соаве, Пенга-Робинсона [ Chao K.S., 1961; Рид Р., Шервуд Т., 1971]. Наиболее точно (погрешность менее 5%) углеводородные смеси описываются уравнением Пенга-Робинсона.
Фазовые равновесия в системах, содержащих углеводороды, инертные газы и воду при повышенных температурах и давлениях, достаточно полно изучены в работах [Намиот А.Ю, 1977; Султанов Р.Г, 1971; Kobayashi R., 1953]. В работе [Kobayashi R.,1953] исследуется фазовое равновесие в системе пропан-вода в двухфазной области "углеводородная жидкость-газовая фаза", "водная жидкость- газовая фаза" и трехфазных равновесий "углеводородная жидкость- водная жидкость- газовая фаза", а в [Намиот А.Ю., 1977] фазовые равновесия в трехфазной области системы, состоящей из тяжелого углеводорода, воды и азота. Исследования фазовых равновесий в системе н- гексадекан- вода-азот показали, что если давление в системе будет ниже давления паров воды, то система находится в гомогенном газовом состоянии, если давление больше давления паров н-гексадекана при данной температуре, но ниже давления паров воды, то в системе существуют фазовые равновесия между жидкой углеводородной фазой и газовой фазой. Если же давление в системе больше давления паров воды, но ниже давления трехфазного равновесия системы вода-н-гексадекан, то в системе будут существовать фазовые равновесия, с одной стороны, между углеводородной жидкостью и газом, с другой, между водой и газом. Существует конечная критическая точка, при которой исчезает область трехфазного равновесия. По данным экспериментов при температуре 598 К давление конечной критической точки составляет 22,5 МПа, а при 573 К давление конечной критической точки более 40 МПа.
Гидродинамика фильтрации газированной нефти и воды
Выделение из жидкости газа приводит к существенному изменению фильтрационных параметров флюидов в пористой среде. В частности, ухудшаются условия для фильтрации жидкости в призабойной зоне скважины [Вахитов Г.Г., 1978]. Исследованию трехфазной фильтрации при разгазировании нефти посвящены работы [Шалимов Э.Б., 1975, Булгакова Г.Т., 1980] и др. В них отмечается скачкообразный характер образования газовой фазы, однако не исследуется влияние темпов снижения давления. Как отмечалось ранее, при темпах снижения давления не более 10"3 МПа/с можно использовать равновесную модель разгазирования. В нашем случае темпы снижения давления в пласте не превышали данной величины.
Многовариантные расчеты показывают, что формирование насыщенности газа в пласте зависит от темпов снижения давления в скважине. Для иллюстрации этого положения рассмотрим два предельных случая темпов снижения давления в скважине: быстрое и медленное. Расчеты проводились при следующих параметрах: вязкости газовой, газированной водной и нефтяной фаз равны соответственно jui = 0,01 мПа с, J.2 = 0,2 мПа с, /л3 = 0,4 мПа с; абсолютная проницаемость к= 10 м ; радиус контура питания R=100 м; давление насыщения нефти газом Рн=16 МПа; значение равновесной насыщенности газовой фазы S]r=0.1, водной S2r 0.25, нефтяной S3r=0.3.
На рис.3.6 приведены кривые распределения давления и насыщенности газовой фазы в пласте в различные моменты времени при быстром снижении давления в скважине (10 секунд). В первые моменты времени после снижения давления ниже давления насыщения, наблюдается образование газовой фазы, насыщенность которой ниже остаточной. При этом распределение насыщенности имеет вид кривой S2, рис. 3.6. После накопления газа до равновесного значения и выше, начинается движение газовой фазы и формирование области резкого изменения насыщенности (скачка насыщенности), который продвигаясь вглубь пласта устанавливается на фронте фазового перехода (Р=РН).
Быстрое снижение давления в пласте приводит к интенсивному выделению газа. После разгазирования и накопления достаточного количества газа и началом движения газовой фазы, в призабойной зоне ухудшаются условия для фильтрации нефти. Это приводит к увеличению сопротивления движению нефти. Распределение давления в пласте изображено на рис.3.6 (кривая РЗ). Изобара, соответствующая давлению насыщения, смещается к скважине, и область разгазирования уменьшается. В соответствии с этим устанавливается распределение насыщенности, приведенное на фиг.3.6 кривой S3. В этом случае перед скачком насыщенности на фронте фазового перехода (разгазирования) наблюдается еще один, меньший скачок насыщенности, не достигающий равновесного значения, и соответствующий зоне неподвижного газа.
На рис.3.7 приведены распределения давления и газонасыщенности в различные моменты времени при медленном снижении давления в скважине (10 минут) . Индексы соответствуют моментам времени 1-7 минут, 2-10 минут, 3 - 120 минут после начала снижения давления. В этом случае по мере накопления газа до равновесного значения начинается движение газовой фазы по пласту к скважине. Фронт разгазирования постепенно смещается вглубь пласта (кривые S1,S2 рис.3.7). Сопротивление движению нефти нарастает постепенно, и в конечном итоге устанавливается распределение давления, представленное кривой РЗ рис.3.7. Теперь смещение изобары насыщения к скважине незначительно (кривые распределения давления Р2, РЗ), поэтому "ступеньки" в скачке насыщенности, характерной для случая быстрого снижения давления, не наблюдается. Таким образом, в этом случае, перед фронтом фазового перехода неподвижная газовая фаза отсутствует. На рис.3.8 приведены зависимости радиуса зоны разгазирования (кривая 1), радиуса зоны подвижного газа (кривая 2) и радиуса зоны присутствия газа ( кривая 3) от времени при быстром (10 секунд) снижении давления в скважине. Из рис.3.8 видно, что наблюдается немонотонное изменение радиуса разгазирования. Вначале имеет место рост, а затем некоторое уменьшение и установление стационарных размеров зоны разгазирования. Радиус зоны подвижного газа до некоторого момента времени равен нулю, что соответствует времени накопления газовой фазы до равновесного значения. В дальнейшем наблюдается увеличение радиуса зоны подвижного газа до размеров радиуса зоны разгазирования. Характерным для быстрого снижения давления является то, что радиус зоны присутствия газа (кривая 3 , рис.3.8) не совпадает с радиусами зон разгазирования и подвижного газа (кривые 2,3 , рис.3.8). Это связано с наличием области неподвижного газа (кривая S3, рис.3.6).
При медленном снижении давления в скважине наблюдается монотонное увеличение радиусов зон разгазирования, подвижного газа и присутствия газа (рис.3.9). При этом, радиусы зон разгазирования и присутствия газа совпадают. Совпадение радиусов разгазирования, подвижного газа и присутствия газа свидетельствуют о том, что в пласте установился скачкообразный профиль изменения насыщенности газовой фазы до значения, превышающего равновесное. Однако для вышеперечисленных условий расчета при длительной работе скважины наблюдается некоторое уменьшение радиуса зоны разгазирования, вызванное небольшим смещением изобары насыщения к скважине (кривые Р2,РЗ, рис 3.7).
Таким образом, характер распределения насыщенности газа перед фронтом фазового перехода зависит от темпов снижения давления в пласте. Различаются два случая образования газовой фазы в пласте, соответствующие быстрому (скачкообразному) и медленному снижению давления на забое добывающей скважины. В первом случае перед фронтом фазового перехода образуется зона неподвижного газа, при этом профиль насыщенности газа в пласте имеет вид кривой S3, рис. 3.6. Во втором -наблюдается скачкообразное увеличение насыщенности газовой фазы до значения, превышающего равновесное (кривая S3, рис. 3.7). При этом область неподвижного газа перед скачком насыщенности отсутствует. В обоих случаях радиусы зон разгазирования и подвижного газа сближаются и через некоторое время становятся равными.
Увеличение обводненности в пласте приводит к уменьшению величин радиусов зон разгазирования, подвижного газа и присутствия газа. Особенно сильно сказывается влияние обводненности на величину зоны подвижного газа. Кроме того увеличение обводненности приводит к увеличению начального интервала времени с нулевым значением радиуса зоны подвижного газа.
Вытеснение нефти смесью горячей воды и азота
Многовариантные расчеты вытеснения нефти из пористой среды смесью пара с газом проведены для термодинамических параметров и вязкостей фаз, приведенных выше. При этом фазовые проницаемости как функции насыщенностей фаз рассчитывались по формулам ( 1.22). Тепловые потери определялись по формулам (2.93) и (2.94).
При совместной закачке в пласт воды и газа при температурах и давлении ниже точки испарения воды в пласте будет наблюдаться фильтрация воды и газа.
Расчет проводился для следующих значений параметров пласта, газа и жидкостей: Ро=5 МПа, То=293 К, /л30=43 мПа с, С]=1,05 кдж/кг К, с3=2,1 кдж/кг К, с2=4,2 кдж/кг К, pi =25,5 кг/м , р3 =800 кг/м , Slr=0,l, S2r=0,25, S3r=0,3, aj = 0,008, Со=0,8 кдж/кг К, р0=1800 кг/м3.
На рис.4.12 приведены результаты расчетов процесса вытеснения нефти смесью воды и газа: Sj = 0,25,S2 = 0,75,Т - 453К,Т0 - 293К.
Распределение насыщенностей воды (кривая 1), газа (кривая 2) и температура (кривая 3) соответствуют моменту времени т=0,2. Кривые газо-и водонасыщенностей имеют по две области резкого изменения, которые называются скачками насыщенностей фаз. Первый скачок (кинематический), связан с разрывным решением уравнений переноса массы, воды и газа, второй (температурный) - является сопряженным скачком температуры и насыщенностей фаз. Рост температуры за вторым скачком и его величина определяются интенсивностью теплопотерь в окружающие породы или значением коэффициента а7. По мере движения теплового фронта величина температурного скачка падает и стремится к нулю. Скорости кинематических скачков насыщенностей воды и газа определяются вязкостями фаз и начальными условиями S} и S2, а скорость температурного скачка - теплофизическими свойствами пористой среды, жидкостей и интенсивностью теплопотерь.
На рис.4.12, в приведена динамика распределения температурного (кривая 1) и кинематических скачков (для насыщенностей газа - кривая 2, воды - кривая 3) для следующих начальных условий: a) SI=0,25\ S2 =0,75; б) 57 =0,4; S2 =0,6. В обоих случаях начальный температурный скачок был равен Т-Т0=160К. Для сравнения, на рис.4.12в приведены результаты решения задачи о вытеснении нефти горячей водой (траектории скачков обозначены пунктиром). Тангенс угла наклона кривых в каждой точке характеризует мгновенную скорость движения температурного и кинетических скачков.
Из анализа распространения температурного и кинематических скачков следует, что при закачке в пласт горячей двухфазной смеси могут наблюдаться два разных режима течения. Первый заключается в отставании газовой фазы от водной (рис. 4.126), в этом случае скорость кинематического скачка, соответствующего газовой фазе, меньше, чем для водной фазы. Второй режим - опережение газовой фазы, в этом случае скорость кинематического скачка газовой фазы больше, чем для водной фазы. Заметим, что в обоих случаях скорость температурного и кинематических скачков водной фазы меньше, чем для случая закачки горячей воды (пунктирные прямые).
Особый интерес представляет динамика температурного поля в насыщенной пористой среде. На рис. 4.12г представлены зависимости координат температурного скачка и изотерм для случая интенсивных тепловых потерь (aj = 0,2), остальные параметры расчета аналогичны приведенным в разделе (4.1). Наличие тепловых потерь, независимо от вида нагнетаемого агента, приводит к увеличению скорости движения температурного скачка.
Однако больший практический интерес представляет поведение изотерм в т-х координатах. Из анализа зависимостей координат изотерм от времени, обозначенных на рис. 4.12г штрих пунктирными кривыми, видно, что при т— оо имеется тенденция к формированию стационарного температурного распределения, при котором температура монотонно падает от максимального значения на входе в пласт к минимальному значению на выходе. Этот эффект имеет важное технологическое значение, так как показывает возможности эффективного прогрева пласта. Из анализа поведения изотрем можно заключить, что для прогрева большей части пласта до температуры выше некоторого критического значения, определяемого технологическими требованиями, необходимо либо снизить тепловые потери, либо увеличить расход жидкости, закачиваемой в пласт, либо увеличить температуру закачиваемого агента. Без контроля за соблюдением этих требований возможна ситуация неэффективного теплового воздействия на пласт, при которой затраты на дополнительную закачку теплового агента не приводят к дополнительному прогреву пласта и, следовательно, к повышению эффективности извлечения нефти.
С ростом содержания газовой фазы в закачиваемом потоке (Sj) падает его удельная теплоемкость, что приводит к снижению зоны эффективного прогрева пласта.
Основную информацию об эффективности процесса вытеснения нефти из пласта, как известно, несет зависимость коэффициента вытеснения нефти от времени. Эта зависимость приведена в безразмерных переменных на рис. 4.13, где кривая 1 соответствует Sj=0, кривая 2-Sj=0.25, кривая 3-Sj=0.4. Наличие двух режимов течения существенно влияет на зависимость коэффициента нефтевытеснения от времени, повышение газосодержания в закачиваемом потоке приводит первоначально (при увеличении его величины до значения 0,26) к росту коэффициента нефтевытеснения по сравнению с процессом вытеснения нефти горячей водой. При дальнейшем увеличении газосодержания величина конечного коэффициента нефтевытеснения резко падает ниже значения, соответствующего закачке горячей воды. Аналогичный экстремальный характер наблюдается и в динамике извлечения нефти, то есть сроках вытеснения основных запасов. На примере рис. 4.13 можно убедиться, что значение rj=0,5 для S; =0 достигается при прокачке т=1,4 поровых объемов жидкости, в случае Sj =0,25 при т=0,7, а при S} =0,4 только после т=2,4.
На рис.4.14 приведено распределение нефтенасыщенности к моменту времени т=0,2 для газосодержания входного потока 1) Sj=0 (сплошная кривая); 2) S} =0,25 (пунктирная) и 3) S}=0,4 (штрихпунктирная). Как видно из рисунка, минимальная нефтенасыщенность в непрогретой части пласта соответствует зоне трехфазного фильтрационного течения воды, нефти и газа, максимальная скорость распространения зоны трехфазного течения наблюдается в случае равной подвижности воды и газа в пористой среде. Для анализируемого случая замыкающих соотношений, а также выбранных г и Т0 эта ситуация соответствует начальному газосодержанию потока, равному Sj =0,26. При Sj 0,26 наблюдается либо отставание газовой фазы от водной, либо значительное опережение, что ухудшает динамику процесса вытеснения. При малом газосодержании потока Sj 0,26 скорость температурного скачка уменьшается незначительно по сравнению со случаем горячей воды, однако дальнейшее увеличение Sj 0,26 приводит к резкому замедлению температурного скачка.
Выявленная взаимосвязь тепловых и гидродинамических эффектов определяет, в первую очередь, характерные особенности процесса неизотермического вытеснения нефти водой и газом. В некоторых работах увеличение эффективности вытеснения нефти в этом процессе объясняется испарением легких компонентов нефти в газовую фазу. Однако в реальных процессах наблюдается интенсивный теплообмен с окружающими пласт породами, приводящий к формированию стационарного температурного распределения, при котором эффективно прогреваются лишь части пласта, примыкающие к входу. При этом испарение легких компонентов нефти в прогретой части пласта компенсируется их конденсацией в непрогретой зоне, что приводит лишь к перераспределению компонентов в пласте и не вносит ощутимого вклада в эффективность извлечения нефти.
Таким образом, гидродинамика процесса вытеснения нефти горячей смесью воды и газа определяется двумя основными механизмами. Во первых, взаимодействием кинематических волн насыщенностеи газа и воды перед температурным фронтом и, во-вторых, характером распространения теплового поля и установлением стационарного теплового распределения в пористой среде. Отметим тесную взаимосвязь этих механизмов, а именно, значение температуры потока на входе влияет не только на характер распространения теплового поля, но и на распределение насыщенностеи в пористой среде как в прогретой зоне, так и в зоне, неохваченной тепловым воздействием. То есть с изменением температуры закачиваемого в пласт теплового агента возможен переход от режима опережения газовой фазы к режиму отставания ее от водной фазы.
Исследование радиального и азимутального распределения температуры в обсаженной скважине при наличии канала перетока
Проведенные варианты расчетов представлены в виде графиков и позволяют проанализировать характер температурного поля в коаксиальной системе по ряду различных факторов:
- влияние стальной колонны (шунтирование температурного сигнала по поверхности обсадной колонны);
- влияние теплофизических свойств цементного камня и окружающей скважину среды (соотношение теплопроводностей цемента и породы);
- влияние геометрии перетока (величины охвата перетоком поверхности стальной колонны, положение канала перетока относительно стальной колонны и цементного камня);
- влияние нагревателя, расположенного внутри скважины (соотношение температуры нагревателя и канала перетока).
Полученная по результатам расчетов информация позволяет по характеру изменения температурного поля оценивать роль того или иного фактора и, в конечном счете, с достаточной достоверностью определять азимутальное положение локального теплового возмущения и его величину.
Все расчеты проводились для реальных значений теплофизических параметров исследуемых сред [Гиматудинов Ш.К.,1982 ].
Влияние стальной колонны
Наличие стальной колонны увеличивает темп прогрева области внутри скажины. Как показали расчеты (рис.5.11- 5.12), интервал времени до 10 - 12 часов является характерным для прогрева скважины диаметром 146 мм. Влияние стальной колонны сокращает время достижения температурного импульса О,IT (на оси и у стенки), примерно, с 2 - 3 часов до 1,5-2 часов (рис.5.11-5.12).
Величина угла охвата скважины перетоком не обнаруживает себя как в случае наличия, так и в случае отсутствия стальной колонны для точек на оси скважины.
Результаты численных расчетов подтвердили выявленный экспериментально эффект шунтирования температурного поля внутри скважины за счет опережающего прогрева по стальной колонне.
В закономерности распределения температуры наблюдается, что на некотором начальном отрезке времени проявляется опережающий прогрев в точках на стенке стальной колонны, диаметрально противоположных каналу перетока по сравнению с точками на оси скважины. Это приводит к возникновению отрицательных градиентов температуры по линии диаметра скважины (в направлении от канала перетока). При удалении канала перетока темп установления температурного поля внутри скважины значительно ниже (рис. 5.12). Условное уменьшение теплопроводности цемента и породы усиливает эффект шунтирования как по длительности его проявления, так и по величине отрицательного радиального градиента температуры. В этой ситуации влияние цемента проявляется двояко. С одной стороны, в секторе контакта с перетоком цемент действует как изолятор по отношению к прогреву внутри скважины, с другой - вне контакта, действует как изолятор по отношению к остыванию, сдерживая потери тепла в окружающую породу. Второй фактор с течением времени начинает преобладать и усиливается с уменьшением теплопроводности самой породы. Максимальные величины отрицательного градиента при наименьших значениях теплопроводности цемента и породы составили 0.5 от температуры перетока на один метр. Ниже на рисунках приведены распределения азимутальной температуры по радиусу, по азимутальному углу и во времени для различных величин локального азимутального теплового возмущения.
Влияние геометрии перетока
Величина охвата скважины перетоком хорошо отражается на кривых распределения температуры в точках по периметру на внутренней поверхности стальной колонны. Как видно, величина угла локального теплового возмущения (канал перетока) с наибольшей точностью может быть определена в случаях, когда канал перетока находится между колонной и цементом. Краевые точки контакта перетока с поверхностью стальной колонны отмечаются началом быстрого падения значений температуры по периметру стальной колонны. Максимум температуры находится в точке периметра, определяющей центр канала перетока (или середину угла охвата перетоком). Следует отметить, что величина максимума не зависит от величины охвата скважины перетоком. Величина этого максимума при отсутствии цементного кольца достигает 0.99 от температуры перетока уже в течение первого часа теплового воздействия канала перетока. При наличии цементного кольца с теплопроводностью цемента с максимально возможным значением, величина максимума температуры в течение первого часа достигает 0.9, а при наименьшем возможном значении теплопроводности цемента - величина максимума составляет 0.6 от температуры перетока.
Влияние теплофизических свойств цементного камня и окружающей скважину среды
На первый взгляд очевидно изолирующее действие цемента на прогрев среды внутри скважины (при перетоке за колонной) по сравнению с ситуацией, когда цементное кольцо отсутствует (рис 5.11, 5.12 ). Но это справедливо для области внутри скважины, прилегающей (или лежащей в секторе) к перетоку. Для противоположной области цемент Стимулирует прогрев (в конечном счете за характерное время прогрева скважины) за счет его изолирующего действия на остывание, т.е. на отдачу тепла из скважины в окружающую породу по периметру скважины вне сектора перетока. Удаление канала перетока от колонны приводит к сглаженному виду кривых распределения температуры в точках внутри скважины, что затрудняет выявление области и геометрии перетока (рис 5.12). Как показали расчеты, величина теплопроводности окружающей скважину породы также влияет на темп прогрева среды находящейся внутри скважины, особенно в точках по периметру стальной колонны. Таким образом, теплопроводность окружающей скважину среды определяет степень отдачи тепла в окружающую породу по периметру скважины вне контакта с перетоком. В силу этого, величиной теплопроводности окружающих пород определяется и степень проявления эффекта шунтирования по стальной колонне.
Влияние нагревателя, расположенного внутри скважины
Рассматривается случай, когда температура среды внутри стальной колонны в некоторый момент времени либо повышается, либо снижается, т.е. система выводится из состояния равновесия. На практике, обычно, помещают внутри скважины нагревательный элемент и повышают температуру среды.
Рассматривались два случая: когда температура среды внутри колонны выше, чем температура жидкости в канале перетока, и наоборот, ниже. Первый случай более реализуем на практике. Для малых времен теплового возмущения канала перетока азимутальные измерения температуры позволяют сравнительно точно определить положение канала перетока, даже без повышения температуры внутри колонны. Однако для больших времен теплового возмущения, когда за счет теплопроводности происходит выравнивание азимутального распределения температуры, без изменения температуры внутри колонны определить канал перетока не удается. В этом случае, перспективным является использование нагревателя расположенного внутри колонны. Расчеты проведены для различных углов охвата перетоком скважины (рис.5.13). Наиболее информативен первый час после включения нагревателя. Соотношение между температурой перетока и температурой нагревателя также имеет большое значение. Наибольшая температурная аномалия, в интервале канала перетока, наблюдается при Ттр 2 Тнагр.
В случае Т пер Т нагр , в первые моменты времени после повышения температуры внутри колонны выделить переток на температурных кривых не представляется возможным ввиду сглаженности термограмм. Однако анализ изменения температуры во времени на оси скважины (рис 5.13, 5.14) позволяет оценить влияние канала перетока. В точке, максимально удаленной от перетока, после выключения нагревателя происходит медленное восстановление температуры. При удалении канала перетока от поверхности обсадной колонны (случай движения жидкости между цементным камнем и окружающими породами) выделение канала перетока после включения нагревателя затруднено. В обоих случаях: при Тнагр Тпери при Тнагр Тпер, на оси скважины после выключения нагревателя наблюдается снижение температуры.
Наиболее интересен случай работы скважины при длительной ее эксплуатации и, соответственно, значительном времени существования заколонного перетока. В данной постановке этому случаю соответствует длительное локальное тепловое возмущение канала перетока. Азимутальные измерения температуры по периметру обсадной колонны непосредственно после включения нагревателя и в процессе восстановления температуры после отключения нагревателя позволяют оценить размер канала перетока. Причем, выделение перетока возможно как при Т пер Тнагр, так и при 1 пер ± нагр