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

если даже закачка газа продолжалась свыше 10 лет. Рассмотренная упрощенная теория дает также величину газонефтяного фактора при циркуляции газа через пласт. Из уравнения (4) следует, что газовый фактор

где R - газонефтяной фактор, соответствующий Vi, Отсюда газонефтяной фактор будет возрастать пропорционально суммарному объему газа, нагнетаемого в пласт. Он будет увеличиваться линейно во времени, если темп нагнетания газа имеет постоянную величину. Прилагая уравнение (5), можно выразить R через суммарную добычу нефти, где

R==Rie

RiQiVi

ИЗ которого видно, что R возрастает экспоненциально с суммарной добычей нефти. Это же соотношение показывает снижение эффективности закачки газа по мере удлинения процесса и снижения нефтенасыщенности. Зависимость между объемом газа, закачанного в пласт, и перепадом давления, исходя из теории размещения скважин для установившегося состояния однофазного течения, будет следующая. Если Qs является безразмерной проводимостью сетки размещения скважин при установившемся течении, то значение Qr определяется из выражения

Qr = -yQs. (10)

где Ар - разность квадратов давления в нагнетательной и эксплуатационной скважинах; h - мощность продуктивного горизонта; fir-вязкость газа; ir -текущее значение эффективной проницаемости для газа. По мере закачки газа в пласт кг возрастает, и перепад давления, необходимый для поддержания перемещения газа через пласт, уменьшается при условии, что отсутствует закупорка последнего.

Как уже говорилось, значения 6, определенные лабораторным путем, меняются для различных градиентов давления. Эти значения были получены из графиков зависимости остаточной нефтенасыщенности от общего объема газа, прошедшего через пласт, и построенных на полулогарифмической бумаге. Полученные зависимости были пропорциональны на 85% значениям нефтенасыщенности. Изменения значений b от 21,9 до 39,7 соответствуют изменениям градиента давления от 0,88 ат яа I м до 0,03 ат на 1 м. Повышенные градиенты дают рост эффективности процесса и суммарной нефтеотдачи. Более высокие градиенты давления поглощают, повидимому, влияние меньших объемов газа, проходящих через керны, благодаря более высоким средним давлениям. Оставляя в стороне практическое значение этих

наблюдений, если только признать их универсальную справедливость видно, что зависимость «проницаемость - насыщение» связана с градиентами давления. Это обстоятельство, в свою очередь, означает, что относительная проницаемость для газа или жидкости определяется не только свойствами породы и насыщением ее пластовой жидкостью, но и связана с градиентами давления.

9.8. Промысловый опыт по закачке газа в пласты. Закачка газа в нефтяные пласты проводилась в гораздо большем объеме, чем закачка воды. Однако следует заметить, что было сделано очень много попыток интерпретировать полученные результаты, выражая их через основные параметры нефтяного пласта. Рассмотрим несколько выполненных проектов по закачке газа с целью показать общий характер динамики этого процесса.

W Ш im т f9Z2 t9Z6 1930 1934 1338 Ш!

Врвш годы

Фиг. 179. Хронологические кривые добычи нефти при нагнетании газа для восточной части месторождения Делавар-Чайльдерс, Оклахома. Заштрихованный участок соответствует приросту добычи нефти от нагнетания воды в пласт.

1 - добыча нефти; 2 -нагнетание газа.

На фиг. 179 приведена хронологическая кривая нефтедобычи из восточной части месторождения Делавар-Чайльдерс в Оклахоме. Глубина залегания бартльсвильского песчаника 187-192 м. После достижения максимума 769 000 в 1909 г. добыча быстро упала. С 1913 г. начали применять вакуум-процесс, но без заметного эффекта. В 1925 г. в пласт начали закачивать воздух. К этому времени из месторождения было взято 3 680 ООО м? нефти

Недавние опыты по вытеснению нефти из длинных кернов с проницаемостью 1660 миллидарси при наличии в них связанной воды показали, что нефтеотдача при закачке газа становится более эффективной в интервале низких градиентов давления от 0,06 аг на 1 ж до 0,25 ат на 1 я. Оуммарная же нефтеотдача выше при высоких градиентах давления.

С площади 2620 га. Проницаемость породы продуктивного коллектора составляет 60-90 миллидарси, а средняя пористость 20%.

К середине 1945 г. в месторождении работало 482 нагнетательные скважины с компрессорными станциями, имевшими суточную производительность 130 ОООвоздуха и 383 000-3 газа. Давление нагнетания колебалось от 1,4 до 11 ат. К началу закачки воздуха суточная добыча со всей площади составляла 150 м. Закачка производилась по шахматной и пятиточечной схемам размещения скважин. К середине 1945 г. в пласт было закачано 1450 млн. воздуха и газа и было добыто около 2,7 млн. нефти, из них 2,1 млн. было получено исключительно за счет вторичных методов. Суммарный газовый фактор нагнетания составил около 710 м1м нефти. 10% всей площади, охваченной нагнетанием газа, дало суммарную отдачу нефти (2000 м/га). Подсчитано, что нефтенасыщенность пласта уменьшилась от своего начального значения 65% при пластовых условиях до 47,6% на протяжении первичной эксплуатации, а к середине 1945 г. в результате закачки воздуха и газа в пласт - до 39,8%.

Заштрихованная площадка на фиг. 179 показывает дополнительную добычу, связанную с заводнением части месторождения. Было осуществлено четыре проекта заводнения пласта, но три из них окончились неудачей. Всего за счет заводнения было получено дополнительно 109 000 нефти; из них 98 500 м быдо получено на участке в 38,5 га, где заводнение производилось с 1937 г. и где было закачано около 1 570 ООО воды.

Успешно, но не с такими результатами, был осуществлен процесс закачки газа в месторождении Гомер в Луизиане, начатый в 1934 г. Продуктивный пласт, песчаник Накаточ, залегает на глубине 203-345 м ниже уровня моря и занимает площадь 523 га. Месторождение было открыто в 1919 г. и в 1920 г. достигло пика добычи - 3 520 ООО м. Мощность продуктивной зоны 15 м. Песчаник известковистый, плохо сцементирован. Средняя его пористость 31%, а проницаемость 300 миллидарси. Пласт быстро истощился при режиме растворенного газа. Средняя суммарная нефтеотдача к началу 1939 г. составляла 10 000 мУга С 1921 г. в месторождении применялся вакуум. Нагнетание газа было предпринято в 1934 г. сначала на участке площадью 72 га, а затем (в 1937 г.) произошло объединение всей северной части месторождения для совместной закачки газа.

К концу 1940 г. работали 23 нагнетательных и 252 эксплуатационных скважин. В сутки закачивали 15 450 газа. Рост суммарной добычи с начала нагнетания до конца 1940 г. составил 141 ООО м. Объем нагнетаемого газа на 1 добытой нефти постепенно возрастал и к концу 1940 г. достиг 180 м/м нефти.

Месторождение Редривер в Оклахоме было открыто в 1919 г. Продуктивный пласт залегает на глубине 450-487,5 м. Мощность продуктивной зоны блока 108 га, находившегося в западной ча-