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

60 L

С, Cm

70 -10

С2;Сз;С4

- 10

Годы

........... , Cj, Cj., % (молярная

доля) в продукции эксплуатационных скважин по годам закачки сухого газа: а - 1-й вариант расчета, скв. 158; 6 - 2-й вариант, скв. 129

ИСХОДИТ осушка призабойных зон скважин, через которые поступает в пласт вытесняющий агент вследствие интенсивного испарения промежуточных компонентов, а также фракции С5+ в неравновесную газовую фазу, и на определенном расстоянии от зоны закачки пластовый газ вытесняется практически равновесной газовой фазой.

На рис. 2.85, а, б показано изменение состава продукции в ближайших к нагнетательным эксплуатационных скважинах (158 и 129) соответственно в первом и втором варианте расчета по годам закачки сухого газа. Из приведенных графиков видно, что значительное увеличение доли метана, а также снижение содержания компонентов С2 -С4 в отбираемой про-

См, тыс. т 400

300 -

200 -

100

См»"Jc. т 400

200

100

9 Годы

9 Годы

тыст См,10*т

/0 Годы

Рис. 2.86. Показатели добычи промежуточных углеводородов C2-1 по годам эксплуатации скважин в ходе закачки сухого газа:

а - 1-й вариант расчета; б - 2-й вариант; в - суммарная добыча (сплошная линия - 1-й вариант, штриховая - 2-й вариант)

дукции скважин происходит через 1,5 года закачки в первом варианте расчета и через 2 года во втором, что говорит о прорыве закачиваемого агента к эксплуатационным скважинам. Прорыв газа закачки к периферийным скважинам происходит значительно позднее и определяется дебитами эксплуатационных скважин, их размещением на опытном участке и неоднородностью коллекторских свойств пласта.

При прокачке сухого газа средний состав продукции добывающих скважин практически не изменяется до момента закачки газа в объеме примерно 1,5 объемов пор зоны воздействия.

Добыча промежуточных (Cj -С4) и высококипящих (С5+) углеводородов по годам эксплуатации добывающих скважин для 1-го и 2-го вариантов расчета в ходе закачки сухого газа показана на рис. 2.86, 2.87. Объемы добычи углеводородов в первом и втором вариантах расчета практически пропорциональны объемам нагнетания вытесняющего агента и изменяются линейно в ходе закачки. Объемы добычи углеводородного сырья определяются, в первую очередь, дебитами самих скважин. Максимальная добыча

С5+, тыс. т

75 -

50

25

9 Годы

9 Годы

Рис. 2.87. Показатели добычи высококипящих углеводородов по годам эксплуатации скважин в ходе закачки сухого газа:

а - 1-й вариант расчета; б - 2-й вариант

углеводородов С2 -С4 и С5+ наблюдается на скв. 129 в обоих вариантах расчета. Минимальные отборы этих углеводородов получены на скв. 195 в первом варианте расчета.

На рис. 2.86, в приведена суммарная добыча промежуточных углеводородов и фракции С5+ по годам закачки сухого газа. За десятилетний период добыча углеводородов С2-4 составит 2 млн т в первом варианте и около 1,5 млн т во втором варианте расчета. Добыча конденсата в первом варианте за этот же период закачки составит 350 тыс. т, а во втором варианте расчета - 300 тыс. т. Небольшие отличия в суммарной добыче углеводородного сырья в первом и втором варианте расчета за один и тот же период эксплуатации добывающих скважин объясняются разными коэффициентами охвата зоны воздействия. Полнота охвата зоны участка вытеснением к моменту прорыва на все добывающие скважины равна 0,5 во втором варианте и 0,8 в первом варианте расчета.

Закачка сухого газа позволяет продлить период доразработки опытного участка, сохранить в течение всего периода нагнетания значительные дебиты скважин по газу и по конденсату и существенно увеличить полноту отборов углеводородов из рассматриваемого участка пласта. Ре.зультаты математического моделирования процесса вытеснения пластовых углеводородов сухим газом позволяют определить приведенный объем закачки сухого газа на промысле. В условиях реального пласта Вуктыльского ГКМ с учетом коэффициента охвата, определяемого неоднородностью пористой среды по разрезу и по площади, а также размещением сетки эксплуатационных скважин, приведенный объем закачиваемого газа не должен превышать 1,5 объемов пор обрабатываемой зоны.

Результаты аналитического исследования процесса доизвлечения пластовых углеводородов при закачке сухого газа использованы при оценке технологических и технико-экономических показателей эксплуатации опытного участка Вуктыльского месторождения.