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 7 + 1

Vj (/) = --- . (32)

S fnK 1

Уравнение (32), очевидно, является суммированием, тождественным интегральному выражению, полученному упрощением уравнения (10), а именно:

V И)=-»-тг-- (3)

где Zq - глубина, при которой впервые наступает прорыв газа во время /.

Пример приложения уравнений (30)-(32). Пласт состоит из четырех слоев с одинаковой мощностью и пористостью вытеснения, но с соотношением проницаемости 1 : 5 : 10 : 25. Тогда последовательность прорывов газа наступит при значениях 100, 80, 65, 41% общего содержания жирного газа в пласте. Процент жирного газа в добытом газе после этих прорывов в трех наиболее проницаемых слоях будет соответственно 2,44, 14,63, 39,02%.

Обобщенный анализ, приведенный на фиг. 194-195, основан на допущениях экспоненциального распределения проницаемости сравни уравнение (13)], пренебрежения насыщенностью связанной водой и выражения функции F уравнением (12). Недавние статистические исследования распределения проницаемости

Если действительное распределение проницаемости нельзя выразить приближенно единой экспоненциальной функцией, можно разложить комплексный продуктивный горизонт на участки с отдельными приближенными-экспоненциальными выражениями. Если же вероятность линейного распределения подтверждается данными анализа кернов, необходимо применять соответствующие кривые эффективности циркуляции газа. Аргумент распределения Гаусса, или распределения по вероятности, является логарифмом стношенйя проницаемости к средней проницаемости.

где / - соответствует условию t.> t > t.. Если принять, что разные слои собраны в последовательности убывания или возрастания kJJ, то фракционное вытеснение общего содержания жирного газа в пласте во время / будет:

y(/)- L J±i--+ -- (31)

1 1 1

Когда t ~ tj, время для прорыва газа в л-м слое составит

в образцах пород, извлеченных из скважин, указывают, что распределение Гаусса дает часто более близкое приближение к фактической обстановке в естественных нефтеносных резервуарах, чем экспоненциальное распределение. Подобный анализ был (Проведен также для распределения вероятности, но он является более сложным и ограничивается 100% эффективностью вытеснения по площади (8= 1). Полученные результаты полностью совпадают с приведенными на фиг. 194-195, хотя показатель слоистости отличается от показателя, определяющего экспоненциальное распределение проницаемости.

Изменение фактической проницаемости в естественных условиях с точностью редко известно. Поэтому для большинства практических задач вполне достаточно пользоваться экспоненциальным распределением. Аналогичные соображения справедливы также в отношении функции F.

• На практике фиг. 194-195 количественно неприменимы, но качественно они дают вполне надежную оценку влияния неоднородности проницаемости на отдачу конденсата из пласта. Эти фигуры показывают, что одной расстановкой скважин нельзя обеспечить высокой суммарной добычи конденсата при циркуляции газа. Изменения в зональной проницаемости, а также предел содержания конденсируемых фракций в добываемом газе, вызывающий промышленное прекращение процесса, контролируют в конечном счете эффективность проводимых работ по эксплуатации конденсатной залежи.

10.8 Промысловые наблюдения за конденсатными пластами.

Опубликованные данные о работе циркуляционных установок и эксплуатации конденсатных пластов чрезвычайно скудны. Эти сведения в основном ограничиваются наблюдениями над ростом газонефтяных факторов в процессе разработки пластов, где отсутствовала циркуляция газа или где пластовое давление полностью не поддерживалось путем обратной закачки газа. Отсутствуют сравнительные данные о полной и детальной динамике состава добываемых жидкостей и пластового давления, а также суммарной добычи конденсата по отношению к лабораторным исследованиям жидкостей, первоначально заключенных в пласте. Однако на практике были получены доказательства подчинения режима конденсатной залежи явлениям ретроградной конденсации. Когда в естественных условиях проводилась полная циркуляция газа, предупреждение ретроградных потерь до возникновения прорыва сухого газа в пласте обычно характеризуется постоянством состава добытого газа.

Один из первых случаев роста газонефтяного фактора в конденсатных пластах, действующих при режиме истощения давления без применения процесса циркуляции газа, наблюдался е месторождении Ла Бланка, Тексас. Конденсатная залежь в этом месторождении была обнаружена в 1937 г. на глубине 2260 м в песчанике Фрио.

Плотность конденсата составляла 0,7567 г1см. Начальный газоконденсатный фактор был приблизительно 10 000 mjm" при пластовом давлении 286 ат. Попыток осуществить процесс циркуляции газа на этом месторождении не было. К моменту падения давления до 258,5 ат газоконденсатный фактор увеличился до 20 000 mIm. На фиг. 196 нанесен сплошной кривой последующий подъем газового фактора до 69 120 mIm при давлении 148,5 ат. Пунктирная часть кривой дает экстраполяцию для последующего поведения газовош фактора цри падении давления йиже 148,5 ат. Было высчитано, что 65% жидкого содержания пластового газа, отнесенного к 258,5 ат, теряется при конечном истощении давления, или же 82% начального содержания конденсата, отнесенного к 286 ат.

36 f8

4

л/юстодзз дадлвние.сти

Фиг. 196. Кривая изменения газокопденсатного фактора в зависимости от снижения пластового давления (по промышленным наблюдениям). Пунктирный участок кривой означает экстраполяцию.

Ретроградные хар1актеристики пластовых жидкостей из месторождения Ла Бланка для сравнения с фиг. 196 отсутствуют. Однако несомненно, что кривая на этой фигуре отражает длительную конденсацию и удержание жидкой фазы в пласте.

Аналогичное убывание добычи конденсата ла единицу объема газа наблюдалось в месторождении Биг Лейк, Тексас, на глубине 2460 м. При его открытии в 1929 г. давление в залежи было 154,5 ат, а газоконденсатный фактор колебался от 4900 до 4675 m?>Ij4. В 1933 г. была закончена бурением последняя газовая скважина, и давление в залежи упало до 83,3 ат, а газоконденсатный фактор вырос до 5900-6325 mjm. Плотность жидкости в сепараторах упала от начального значения 0,733-0,725 до 0,689-0,683 zjcM в 1938 г. Это изменение отражает также выпадение и удержание в залежи более тяжелых компонентов жирного газа, вследствие чего остаточная жидкость в добытом газе имеет низкий средний молекулярный вес.

На фиг. 197 приведена кривая изменения добычи конденсата йз 19 скважин в течение 3-летнего периода на месторождении