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

точными компонентами Cj -С4, сухим газом (тюменский газ), практически состоящим из метана.

Во-вторых, вовлечь в процесс разработки пластовую жидкую фазу путем испарения находящихся в жидкой фазе углеводородов в прокачиваемую через пласт недонасыщенную газовую фазу, поддерживая при этом энергетическое состояние объекта. В связи с этим во ВНИИГАЗе под руководством автора выполнен комплекс теоретических и экспериментальных исследований по отработке технологических процессов воздействия на пласт Вуктыльского ГКМ в условиях аномально низких пластовых давлений (ниже давления максимальной конденсации пластовых углеводородов).

Фазовая характеристика вуктыльской пластовой смеси на текущий момент разработки месторождения близка к характеристике этой смеси при давлении максимальной конденсации: относительный объем равновесной жидкой фазы составляет 10-15 % от объема порового пространства, содержание компонентов С5+ в равновесной газовой фазе не превышает 50 т/м\

При аналитическом исследовании процесса прокачки сухого газа вук-тыльскую пластовую систему, истощенную до 5 МПа, моделировали многокомпонентной смесью углеводородов с параметрами, близкими к параметрам реальной системы.

Состав сухого газа (вытесняющего агента) в исследованиях принимали соответствующим составу тюменского газа. Составы используемых в расчетах смесей, в мольных долях, %:

Компонент Nj С, С, С3 изо-С, н-С, Ф, Ф, Ф3 Сумма

Система:

пластовая 3,150 59,16 8,6 4,91 0,93 2,0 4,39 12,46 4,40 100

тюменский газ

(газ закачки) 0,49 98,89 0,35 0,19 0,03 0,05 - - - 100

В расчетах процесса вытеснения пластовых углеводородов сухим газом рассматривались два варианта размещения скважин на опытном участке. В первом варианте предусматривалось бурение трех нагнетательных скважин между двумя галереями действующих эксплуатационных скважин (скв. 127, 158, 195, 151, 150 и 7, 129, 130, 133), расстояние между которыми 700 - 1000 м. Суммарный дебит нагнетательных скважин в расчетах был принят равным 600 тыс. м/сут. Расстояние между нагнетательными и эксплуатационными скважинами 450-1000 м. В расчетах было принято, что опытный участок имеет прямоугольную форму и характеризуется длиной 3800 м при ширине 1800 м.

Во втором варианте предусматривалось закачку сухого газа производить через скважины 158, 195, 151 с суммарным дебитом 1,5 млн. м/сут; в качестве добывающих могли быть использованы скважины действующего эксплуатационного фонда (7, 129, 130, 133, 150, 127, 128). Таким образом, этот вариант не требовал дополнительных капитальных вложений в бурение нагнетательных скважин.

Закачка сухого газа позволяет замедлить темп снижения давления в зоне воздействия и обеспечивает достаточно стабильные дебиты добывающих скважин. Значительные расстояния между нагнетательными и эксплуатационными скважинами позволяют получить приемлемый коэффициент охвата пласта с практически полным вытеснением пластового газа сухим в охваченной вытеснением части пласта.

Для расчета вытеснения пластовой газовой фазы сухим газом исполь-

зевалась математическая модель двумерной двухфазной многокомпонентной фильтрации, описание которой приведено выше.

Трещиновато-пористый пласт-коллектор Вуктыльского месторождения отличается большими эффективными толщинами и высокой степенью неоднородности как по площади, так и по разрезу продуктивной толщи. В математической модели использовались усредненные данные геолого-промысловых исследований коллекторских свойств пластов опытного участка по закачке газа, представленные СеверНИПИгазом. В расчетах было принято, что пласт неоднороден по проницаемости к = к[х, у) и пористости Л1 = m[z, у), причем площадная неоднородность задавалась с учетом трещиноватости коллектора. Эффективная мощность пласта выбиралась таким образом, чтобы произведение h-m соответствовало среднему значению этой величины, принятой при подсчете запасов газа рассматриваемого участка на основании проведенных СеверНИПИгазом геолого-промысловых исследований скважин. Значение эффективной мощности в расчетах принято постоянным и равным 190 м.

Область фильтрации имеет форму прямоугольника с числом узлов по горизонтали 38 и по вертикали 18. Таким образом, расчетная сетка (38x18) включает 684 расчетных узла, расстояние между которыми по обоим направлениям одинаково и равно 100 м. Расчетная сетка и фильтрационные параметры участка приведены на рис. 2.82. На границах области фильтрации задавалось постоянное давление, тем самым учитывалось поддержание давления в залежи за счет внедрения в нее пластовой законтурной воды. В начальный момент времени в пласте задавалось распределение давления по координатам р = ро(х, у).

Углеводородная система при заданных исходных термобарических условиях (ро = 5 МПа, Го = 62 °С) соответствовала пластовой вуктыльской ГКС при тех же условиях. Насыщенность пласта жидкой фазой по результатам расчета процесса дифференциальной конденсации получена равной 11,5 % объема пор. Массовые дебиты эксплуатационных скважин и их размещение в расчетной модели соответствовали реальным условиям

Рис. 2.82. Расчетная сетка для участка закачки сухого газа.

Нагнетательная скважина: / - в 1-м варианте расчета; 2 - во 2-м варианте расчета; 3 - эксплуатационная скважина; к - проницаемость, 10" м; т - пористость, доли объема пор

Рис. 2.83. Месторождеиие Вуктыл, участок закачки сухого газа, 1-й вариант расчета:

/ - поля коицентраций С, -С4 через 3 года (а), 6 (б) и 10 (в) лет закачки; 11 - поля насыщенностей через 6 (а) и 10 (б) лет закачки

ОПЫТНОГО участка. Дебиты эксплуатационных скважин для двух вариантов расчета были приняты следующие:

Номер скважины........................ 127 158 195 151 150

1-й вариант.................................... - 218 26 257

2-й вариант.................................... 331 - - -

129 130 133

206 312 564 324