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

1/= \Qrdt + V,

Последнее выражение дает объем нагнетаемого газа, или количество последнего, прошедшее через пласт, плюс эквивалентное количество Vi, соответствующее начальному дебиту нефти

( = 0). Суммарная добыча нефти Q в пределах V\ и V2 при t\ и /2 определяется из

Если количество нагнетаемого газа Qr постоянно, то уравнение (4) дает для дебита нефти изменение во времени:

Отсюда дебит нефти изменяется обратно пропорционально времени нагнетания и общему закачанному объему газа.

Уравнение (6) нельзя рассматривать имеющим универсальное значение вследствие многочисленных допущений, принятых при его выводе. Однако интересно заметить, что динамика нефтедобычи по некоторым выполненным проектам закачки газа в пласт находилась в согласии с уравнением (6). На фиг. 178 приведено несколько примеров линейной зависимости между временем закачки газа и величиной, обратной дебиту, согласно уравнению (б), где видно, что полученные данные сохраняют линейную зависимость, за исключением участка V, на котором в 1931 - 1934 гг. уменьшили количество закачиваемого газа, благодаря чему произошло отклонение точек, соответствующих дебитам отбора. Верхняя горизонтальная линия на фиг. 178 соответствует предельному текущему дебиту- 16 л1 сутки.

нефти; Qh, Q, - местные объемные расходы нефти и газа. Если пренебречь также изменением давления в системе, можно принять постоянным /р/у/ин- Ьолее того, если допустить мгновенность установившегося состояния течения, которое лежит в основе анализа, то и можно рассматривать пропорциональными или равными проходящим соответственно объемам нефти и газа. Отсюда следует

dt Ahf « ~ Q„ dt dt

где Л - площадь, охваченная нагнетанием газа; h - мощность продуктивного горизонта; / - пористость. Интеграл уравнения (3) будет

Ahf dlgV VQr

Если установлен нижний предел экономически выгодной нефтедобычи, то, пользуясь указанной методикой, можно определить продолжительность разработки участка при помощи нагнетания газа. Уравнение (6) и график на фиг. 178 охватывают этап снижения нефтеотдачи после того, как прошло неустановившееся состояние подъема добычи нефти, непосредственно возникающее в начале успешного процесса закачки газа в пласт. Наклон прямых линий, отражающих падение нефтедобычи, аналогично графику фиг. 178 дает значение Д,/Л/г/. Так как все

1930

1360

1370

Ш 1350

Время годы

Фиг. 178. График зависимости величин, обратных дебиту нефти, от времени для нескольких участков на площади Тайтусвилл-Ойлсити, где производилось нагнетание газа в пласт.

1-участок /; 2-участок V," J-участок V ; -участок IX.

факторы в последнем отношении, за исключением можно определить из физических данных рассматриваемого пласта, то величина Ь определяется из наклона линий графика. Для промыслов, рассмотренных на фиг. 178, а также для промысла М получены следующие значения Ь\ I-166,7; V - 90,1; VII - 42,6; IX - 40,8; М - 55,2. Рост значений b означает более резкий подъем отношения проницаемостей по газу и нефти и менее эффективное вытеснение последней из пористой среды при нагнетании газа.

В параграфе 7.11 было указано, что значения 6, полученные из промысловых наблюдений над первичным этапом разработки

1 Если объем газа, проходящего через пласт, представлен переменной величиной, то для определения значения b удобнее применить уравнение (5).

нефтяных пластов при режиме растворенного газа и лабораторных исстедований зависимости «проницаемость - насыщение» над сцементированными песками, изменяются в пределах от 15 до 30. Большие значения Ь, получающиеся из фиг. 178, частично характеризуют разницу в природе нефтяных коллекторов, куда нагнетается газ, а частично освещают подземные резервуары с режимом растворенного газа. Однако они показывают пониженную эффективность процесса закачки газа. Послойное изменение проницаемости и неоднородность нефтяного пласта гораздо-сильнее ухудшают эффективность нефтеотдачи при закачке газа по сравнению с механизмом вытеснения нефти при режиме растворенного газа, контролирующим период естественного истощения пласта. Опыты с вытеснением нефти газом из длинных образцов песчаника Венанго, где изменение проницаемости не было так резко выражено, как в естественных условиях, дают низкий предел значений 6, соответствующих истощению нефтенасыщенности, в связи с непрерывным прохождением газа, а именно 21,9-39,7, в зависимости от изменения градиента давления.

Если коэффициент b установлен, то изменение нефтенасыщенности н» соответствующее любому интервалу времени, в течение которого дебит нефти падает от Qi до Q2, можно легко рассчитать для постоянного темпа нагнетания.

Из уравнений (1) и (2) следует, что

Очевидно, соответствующая суммарная - . Результаты подсчета снижения

нефтедобыча будет нефтенасыщенности

и суммарной нефтеотдачи по сравнению с фактической нефтедобычей для промыслов, описанных на фиг. 178, приведены в табл. 25.

Таблица 25 Суммарная нефтеотдача при закачке газа в пласт

Из табл. 25 видно, что снижение нефтенасыщенности, соответствующее суммарным отборам нефти, не превосходит 2,5%,,