Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 [ 53 ] 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

		-¥
4--»

Фильтрация нефти

km. Р., Ц,

Рис. 2.48. Схема расчета движения флюидов в каждом пропластке:

т = I, 2.....М; п = 1,2.....Рк, Ро- Рх ~ Давление нагнетания, отбора и на фронте вытеснения соответственно; В - расстояние между нагнетательной и эксплуатационной галереями;

х° „ - начальная координата фронта вытеснения; „ - текущая координата фронта вытеснения; - проницаемость пропластка; /q, /, - относительные фазовые проницаемости агента; р,, р„ - плотности агента и нефти; ц,, ц„ - вязкости агента и нефти; к - коэффициент растворимости агента в нефти; S* - остаточная нефтенасыщенность с учетом растворения агента

получить соотношения между скоростью продвижения фронта вытеснения (х) и скоростями фильтрации нефти и вытесняющего агента (V):

v.-v;-i-0[i-5j,

V„=i-0{1-S).

Или, что то же: V

0(1-5) V„ = А- V.,

где А = (1-5)/

(2.24) (2.23)

1 + -:

Рн Р»

Для скоростей фильтрации в линейном случае справедливы соотноше-

Рн-Рх

(2.26) (2.27)

где ф - угол наклона пласта. 168

Исключая неизвестное давление из (2.26), получаем основное уравнение движения:

Рн -Ро + Рн ••gsin<p + (pa -Рн)д51Пфх

(2.28)

Средняя фазовая проницаемость агента в зонах вытеснения газа или воды (О-х") и нефти (х" - х) вычисляется по формуле

А (1-Д)

(2.29)

где А = х°/х.

Численным интегрированием системы уравнений, задаваемой соотношением (2.24), (2.25), (2.29), определяем скорости фильтрации флюидов и скорости продвижения фронта вытеснения в каждом пропластке.

Коэффициент охвата Р, определяется как доля первоначально нефте-насыщенной части объема фрагмента, охваченной процессом вытеснения.

Расход вытесняющего агента (OpJ и добыча флюидов (О и 0„) в единицу времени определяются суммированием по всем трубкам тока:

a = F3.p,lVy(M.N)(l-aJ,

ш. л

где F3 - эффективная площадь поперечного сечения дренируемого участка пласта; а„„ = 1 - для пропластков, в которых фронт вытеснения достиг эксплуатационной галереи; о„„ = О - для остальных пропластков; Р2 - площадной коэффициент охвата.

Рис. 2.49. Зависимость коэффициента охвата Р„„ от вариации проницаемости и соотношения вязкостей ц

0,6 0,8 1,0 Ро„,долиед.

Необходимый для проведения расчетов при вытеснении нефти с ограниченной растворимостью коэффициент растворения либо определяется в предварительных физических экспериментах, либо рассчитывается по методике [28] с использованием констант равновесия.

При отсутствии геолого-промысловой информации, необходимой для проведения данного расчета, более грубая оценка коэффициента охвата по разрезу (Р,) может быть проведена по методу Дикстра и Парсонса. По значению вариации проницаемости и соотношению вязкостей коэффициент охвата по разрезу определяется по графику, приведенному на рис. 2.49.

2.4.3

Пример расчета параметров разработки нефтяной оторочки газоконденсатной залежи

Для примера рассмотрим сводовую пластовую газоконденсатную залежь с нефтяной оторочкой. Принципиальная схема и схематический профиль залежи приведены на рис. 2.50. Глубина залегания продуктивных отложений 1300-1800 м.

Характерные особенности залежи следующие:

низкая проницаемость пласта-коллектора;

низкая пластовая температура;

сравнительно малая вязкость нефти в пластовых условиях; значительная по объему газовая шапка; сравнительно большие углы падения пласта;

сравнительно малая молекулярная масса пластовой нефти (= 100 г/моль).

В зоне нефтяной оторочки выбран опытный участок, характеризующийся близкими к средним геолого-промысловыми характеристиками, приведенными в табл. 2.11.

По данным исследования кернового материала, неоднородность неф-тенасыщенной зоны пласта характеризуется следующим вероятностным законом распределения проницаемости:

Таблица 2.11

Геолого-промысловые характеристики опытного участка