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

также, что постоянной величиной практически является скорее Днг, чем нг- Однако для простоты принимается, что само „ г постоянно.

Принято также, что добытый газ получен лишь из нефтяной зоны. Тогда общая добыча газа Рг равна

где -

принимается одинаковым с газовой шапкой Из уравнений (1) и (2) следует

нефтенасыщение в нефтяной зоне; ее водонасыщение

" 1

QHiihi - r (1 -hi) (I-Qb)

Ух (1 - в) [r(l -14)+hi

e„i)/!i?-ry(i-e„) +

Уравнение (3) выражает зависимость между мощностью газовой шапки, давлением и нефтенасыщенностью через

функции у, С, р. Так как нефтяная зона продолжает отдавать нефть под действием энергии растворенного газа, предполагается, 2 что зависимость между и р соответствует уравнению 7.3 (1) для процесса нормального истощения энергии растворенного газа. Тогда суммарная нефтеотдача, выраженная частью порового пространства, высчитывается из уравнения

(1-Л) -(/г-/гОенг.

* Уравнения (1) и (2) не описывают непосредственно перемещения газа из нефтяной зоны в газовую шапку. В анализ можно было бы ввести различные степени перемещения, представленные произвольными частями газовой фазы или содержания газа в нефтяной зоне. Так, например, можно было бы учесть особый спучай перехода в газовую шапку лишь местной

фазы свободного газа, а также растворенной в остаточной нефти (j,)

непосредственно под разделом газ - нефть. Для этого необходимо прибавить

в правую часть уравнения (3) член (1-г) f [у qJ)-\-Sq-уд] dh.

Это значительно усложнило бы численную обработку уравнения (3) без существенного влияния на конечный результат решения, а потому исключено ЕЗ дальнейшего разбора.

2 Это допущение не строго справедливо. Точное уравнение включило бы dh/dp, а также dgjdp. Более простым и строгим приемом для определения

зависимости между и р было бы применение метода материального баланса, графического или с последовательным приближением, сочетающего уравнения (2) и (4).

Нефтяные пласты с газовыми режимами Газовый фактор дается выражением

с обозначениями из уравнения 7.3 (1),

Для особого случая, где не имеется первоначально газовой шапки \hi = 0), уравнение (3) приводится к

У(1-г)(1-з) + [(г„/«-,о„,]С

(6)1

Процессы изменения давления и расширения газовой шапки согласно уравнению (6) приведены на фиг. 123 для различных соотношений возврата газа, исходя из дан- 170 (0\ ных о проницаемости и свойствах пластовых жидкостей, принятых для вывода графиков процесса истощения энергии растворенного газа на фиг. 96 и 97.

Соответствуюпще газовые факторы и насыщение нефтяной 30 ны нанесены на график фиг. 124. Остаточное насыщение дегазированной нефтью в образовавшейся газовой

шапке кг принято 0,15.

Из фиг. 123 видно, что положение раздела газ -нефть нечувстви-

Суммарная H9(pmeomdaia от порового про-стрснства %

Фиг. 123. Расчетные кривые пластового давления и положения газонефтяного контакта для гипотетического газонапорного пласта с различным соотношением нагнетаемого газа и долным разделением его в пласте.

г- qacTb добытого газа, возвращаемого в газовую шапку; h - доля эффективной мощности пласта, занятая газовой шапкой; г=0 соответствует нормальному истощению пласта при режиме растворенного газа.

ВОЙ шайки по существу определяет степень дренирования нефти из верхней части пласта и добычи ее через нефтяную зону. Вследствие низкого остаточного нефтенасыщения, принятого для

тельно к соотношению закачки газа и в основном определяется суммарной нефтеотдачей. Этого и следует ожидать, так как рост или расширение газо-

1 Уравнение (6) означает, что если бы не было закачки газа в пласт (/• = 0), то не было бы и гравитационного дренирования. Этот вывод является результатом пренебрежения перемещением газа кверху и может, быть исправлен на этот эффект, если включить в числитель уравнения (6) член из сноски на предыдущей странице или эквивалентное ему выражение.

газовой шайки, отдача ,нефти из нее путем гравитационного дренирования представляет основную часть нефтедобычи по сравнению е падением насыщения в нефтяной зоне.

Согласно фиг. 123 для всех случаев возврата газа суммарная нефтеотдача имеет одно и то же значение - 38,5% порового пространства или 72% первоначального запаса нефти в пласте. Последнюю величину надлежит сравнивать с полученной выше суммарной нефтеотдачей при истощении даже до атмосферного

т 70

Сгтармя нефте оifiдат от порового прос транства,

Фиг. 124. Расчетные кривые эксплуатационного газонефтяного фактора и нефтенасыщенности в продуктивной зоне в соответствии с фиг. 123.

давления в отсутствии возврата газа или гравитационного дренирования- 14,5% порового пространства или 27,1% первоначального содержания дегазированной нефти в пласте.

Высокая нефтеотдача гравитационным дренированием является прямым результатом допущения нг -0,15. Отсюда согласно уравнению (4) и графику на фиг. 123 нефтеотдача не зависит от количества возвращенного газа. Если бы пласт разрабатывался так медленно, чтобы получить полное гравитационное дренирование, с тем же содержа]йием остаточной нефти, то нефтеотдача даже без возврата газа составила бы 38,5% порового пространства. Значение нг=0,15 взято произвольно, но рассуждения показывают, что именно в силу низкого остаточного нефтенасыщения при гравитационном дренировании этот механизм обещает лотенциально высокую нефтеотдачу. В основном закачка газа служит для поддержания давления в пласте, удлинения периода фонтанирования и обеспечения высокой производительности скважин.