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

Для начальной характеристики конденсатного пласта газо-конденсатный фактор может указывать «жирный» ли газ в нем, или «тощий».

Принято, что газоконденсатный фактор 2700 м/м или ниже характеризует жирный газ, а если он превышает 7200 м/м, то пластовый газ тощий.

Необходимо отметить, что для строгой оценки конденсатных пластов термины «газ» и «жидкость» не имеют количественного значения. Согласно фиг. 184, газ, поступающий из пласта в скважины, значительно меняется по составу в процессе эксплуатации. Это изменение отражает основное явление ретроградной конденсации в пласте и удержание конденсированной жидкой фазы в продуктивном коллекторе, если режим последнего подчиняется истощению давления. Как следует из фиг. 183, состав пластовой жидкой фазы может меняться очень сильно в течение всего периода эксплуатации залежи. Противоположностью жидкой фазы, являющейся основой для уточнения углеводородов, добываемых из конденсатного пласта, является, очевидно, их групповой состав.

Иногда общее содержание С4+ в пласте или добываемой жидкости делится на «заводской продукт» и газ. Заводской продукт соответствует общей устойчивой жидкой фазе, которая извлекается обычно на установках по переработке газа. При детальных промышленных оценках проектов разработки конденсатных пластов бывает необходимо дальнейшее подразделение добываемой жидкости на иные компоненты; например, «устойчивый конденсат», «газолиновые фракции», «сжиженные газы» и т. д., которые уточняются в отдельности по составу. Однако учет компонентов, выражая их через С4+ и Су-}-, часто достаточен для предварительных целей промышленной оценки.

Можно вывести также уравнение материального баланса для конденсатных пластов из уравнения 6.5(6), полученного для ме-стороладений нефти и не содержащего допущений, лежащих в основе уравнения (2), Однако вместо характеристик р - v - Т для пластовых жидкостей оно включает такие эмпирические свойства газовой и жидкой фаз, что их определение носит, примерно, такой же сложный характер, что и экспериментирование, необходимое для получения кривых на фиг. 182-185. Вследствие строгого ограничения его применимости это уравнение здесь не разбирается. Поскольку дело касается самого конденсатного пласта, уравнение (2) и простые видоизменения его для случаев закачки газа или поступления краевой воды удовлетворяют большинству практических целей.

10.4. Циркуляция газа в пласте. Общие соображения. Согласно уравнению 10.3(2) частичная добыча молевого содержания углеводородов из конденсатного пласта равна приближенно частичному падению пластового давления. Отсюда, если начальное давление в пласте составляет 272 ат, то примерно 87,5% первоначального углеводородного содержания будет извлечено

* Это мероприятие можно осуществить и путем закачки воды.

2 При осуществлении циркуляции сепараторный газ пропускается через установки для извлечения конденсируемых углеводородов и возвращается уже обедненным обратно в пласт. Дополнительная добыча жидкого продукта обычно представляет большую часть общего прироста последнего от проводимых операций по закачке газа.

к моменту падения давления до 34 ат. Однако около половины тяжелых компонентов (С5+) может еще оставаться в пласте ввиду ретроградной конденсации.

Промышленное значение потерь жидких продуктов в пласте благодаря конденсации зависит от обилия конденсата в пластовой жидкости, начального газового фактора и фактических потерь от ретроградной конденсации. В принципе можно предотвратить большую часть этих потерь путем «циркуляции» газа в пласте.

Циркуляция представляет процесс закачки «сухого» газа в конденсатный пласт для замещения отбираемого пластового «жирного» газа, поддержания пластового давления* и предупреждения ретроградной конденсации жидкой фазы в пористой среде. С физической стороны циркуляция газа является положительным фактором; ее практическое значение определяется всецело промышленным балансом между стоимостью операций по закачке и приростом добычи конденсата по сравнению с процессом истощения пластового давления. В основном это определяется дополнительными расходами по проходке нагнетательных скважин, сжатию обработанного газа до давлений, существующих на головке нагнетательных скважин, и расходом газа, обеспечивающим эффективность процесса на определенном этапе.

Объем закачиваемого газа определяется произведением остаточного нефтесодержания в единице углеводородного порового объема (в результате истощения давления) на общий поровый объем углеводородов, вытесняемых нагнетаемым газом на протяжении всего эксплуатационного периода при условии, что имеются установки по переработке газа как при циркуляции последнего, так и без нее. Потери от ретроградной конденсации, являющиеся основной причиной применения циркуляции газа, определяются соответствующим экспериментом и анализом пластовых жидкостей. Пластовый объем, вытесняемый сухим газом, контролируется в значительной степени геометрией размещения нагнетательных и эксплуатационных скважин, а также однородностью продуктивного коллектора.

10.5. Аналитическое определение эффективности вытеснения при циркуляции газа. Основной метод расчета эффективности вытеснения при циркуляции газа аналогичен принятому для установившегося состояния течения однофазной жидкости при работах по вторичной эксплуатации.

Так как объемы закачки сухого газа в процессе циркуляции часто равны отборам жирного газа, то представление об устано-

«Жирный» газ, который добывается из пласта при газовом факторе 1800 MJM конденсата, содержит последний в количестве 300 м/гам пластового объема при давлении 300 ат, температуре 93° С, коэффициенте отклонения 0,9, пористости пласта 25%, насыщении связанной водой 25%.

вившемся состоянии течения дает довольно точное приближение. Допущение равных вязкостей и коэффициентов отклонения для сухих и жирных газов влечет за собой крайне малые ошибки в анализе по сравнению с основным допущением об идеальной однородности пласта, которое лежит фактически в основе всех аналитических теорий.

В целях упрощения анализ вытесняющей способности нагнетаемого газа проводится при допущении, что пластовая жидкость несжимаема. Вытесняющая способность, размещение скважин и фронт нагнетания для течения газового потока не повторяют строго подобных же процессов для жидкостей, но получаемая разница не имеет особого значения при условии, что общий перепад давления между нагнетательными и эксплуатационными скважинами не очень велик.

В противоположность (Площадному переплетающемуся распределению нагнетательных и эксплуатационных скважин, обычно применяющемуся при вторичной эксплуатации, размещение скважин при циркуляции газа обычно характеризуется разделением нагнетательных от эксплуатационных скважин. Вследствие ограниченного потенциала извлекаемых запасов в конденсатных пластах * и их большой средней глубине залегания необходимо сокращать затраты на бурение скважин для удешевления стоимо-сти конденсата.

В конденсатных месторождениях часто применяют размещение скважин приблизительно 128 га на скважину. Большая плотность скважин укорачивает эксплуатационную жизни залежи. Стоимость скважин и установок для переработки газа, а также компрессорных станций большой мощности строго ограничивает уплотнение скважин на промысле. Обычно число нагнетательных скважин значительно меньше числа эксплуатационных скважин.

Для эффективного использования ограниченного числа скважин, пробуренных для разработки конденсатной залежи, нагнетательные и эксплуатационные скважины располагаются вдоль контуров пласта. Если площадь пласта приблизительно прямоугольна, то нагнетательные скважины закладывают на одной стороне пласта, а эксплуатационные скважины на противоположной стороне для создания эффекта промывки его газом от «края и до края». Нагнетательные скважины можно также закладывать и в центральной части пласта, а эксплуатационные скважины вдоль периферии продуктивного коллектора, или, наоборот, нагнетательные скважины размещаются вдоль границ, а эксплуатационные- в центральной части. Размещение скважин должно соответствовать общей геометрии исследуемого пласта.

Внутреннее распределение скважин при одной и той же степени уплотнения дает возможность более гибко контролировать