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

Второй вопрос имеет чрезвычайно важное значение с практической точки зрения, так как дает основание для введения в проблему экономических факторов. Если суммарная физически возможная добыча нефти одинакова при двух различных сетках размещения скважин, то промышленно возможная суммарная добыча нефти может быть отличной при различных площадях интегрирования, охваченных кривой зависимости «дебит нефти - Бремя» до момента прекращения эксплуатации, определяемого предельными дебитами или давлением в пласте.

При разборе водонапорных пластов было показано, что физически возможная суммарная добыча нефти не зависит от расстановки скважин, так как на эффективность механизма вытеснения нефти водой не должно влиять расстояние перемещения воды, а энергию для вытеснения нефти из пласта можно считать фактически неограниченной.

Экономическая сторона решения задачи рассматривалась только в свете возможного влияния размещения скважин на геометрическую эффективность вытеснения нефти при заводнении, что в свою очередь определяет процент воды в текущем дебите и эксплуатационные расходы, а также время полного прекращения эксплуатации скважин или пласта в целом.

Ограниченность запасов пластовой энергии при релиме «растворенного газа» не налагает условия изменения суммарной добычи нефти с размещением скважин. До сих пор еще не было получено теоретических либо экспериментальных доказательств влияния размещения скважин на физически возможное распределение конечного нефтенасыщения в пласте при этом режиме.

Единственно известные экспериментальные данные о распределении насыщения в длинном образце (1,35 м) породы после истощения под влиянием выходящего из раствора газа указывают на равномерное насыщение среды, исключая концевой эффект. Можно было бы ожидать некоторого уменьшения остаточной нефтенасыщенности с приближением к стоку жидкости из образца в результате роста общего газового потока на единицу площади, но этому противоречит концевой эффект.

Однако совершенно не ясно, в какой степени это явление может быть компенсировано увеличением притока нефти с приближением к забою скважины.

Проведенные вычисления распределения нефтенасыщенности Б системе при полном истощении давления (до атмосферного давления) с использованием общих уравнений течения многофазной жидкости показали более низкие насыщения вблизи границы стока жидкости. Эти вычисления относятся лишь к линейной системе, а численный характер расчетов не дал возможности получить высокой точности анализа; однако они показали, что распределение нефтенасыщенности не зависит формально от абсолютного расстояния до контура низкого давления или длины си-гемы, а зависит лишь от отношения расстояния к общей длине

последней. Конечное распределение насыщения является функцией только общих свойств жидкости и породы. Общая физическая добыча при использовании энергии газа из колонки породы не зависит от числа центров отбора жидкости, используемых для истощения образца.

Аналогичные соображения для замкнутых радиальных систем указывают, что конечное распределение в них насыщения зависит от радиального расстояния, выраженного отношением к максимальному радиусу, и что насыщение у внешнего замкнутого контура не зависит от радиуса питания. Это налагает условие получения суммарной добычи на единицу площади независимо от площади дренирования на скважину. Нельзя считать, что доказательство этого вывода не нуждается в дальнейшем подкреплении анализом. Однако нет оснований сомневаться в справедливости этого положения, так как теоретическое доказательство, его опровергающее, отсутствует.

Поэтому можно считать, что физически возможная суммарная добыча из однородных пластов с режимом растворенного газа не зависит от размещения скважин. Удовлетворительное эешение этого вопроса представляет большое научное значение, но оно не может решить практической проблемы размещения скважин, так как ограничено допущением, что механизм нефтеотдачи относится к режиму растворенного газа. Если принять возможность разделения жидкостей в пласте по удельному весу и гравитационного дренирования, то эти явления сильнее про-являкугся при больших расстояниях между скважинами и постоянстве их дебитов.

Если гравитационное разделение между газом и нефтью влияет на суммарную добычу, то изменение в размещении скважин влияет соответственно на величину последней. Но если рассматривать гравитационный эффект как конечный механизм, контролирующий суммарную добычу, то размещение скважин приобретает второстепенное значение в отношении получения физически возможной суммарной добычи.

11.5. Промышленно возможная суммарная добыча нефти и размеш,ение скважин на месторождениях с энергией газа. Промышленно возможную суммарную добычу нефти можно получить из кривой зависимости «падение дебита нефти от времени». Интеграл площади, ограниченной этой кривой ко времени, когда дебит нефти упал до предела, соответствующего прекращению эксплуатации, дает промышленно возможную суммарную добычу. Если построить такие кривые для различных сеток скважин и оценить их интегралы, можно получить изменение промышленной суммарной добычи с размещением скважин.

В параграфе 7.6 был приведен приближенный прием построения кривой зависимости «дебит - время» для месторождений с режимом «растворенного газа», который основывался на общей теории истощения пластов энергией газа без учета размещения

скважин. Дебиты при любом состоянии истощения давались относительными коэффициентами продуктивности, которые также не учитывали влияния размещения скважин. За исключением Приведенного расчета линейной системы, до сих пор не известен расчет кривых зависимости падения дебита нефти во времени для систем с газовой энергией, основывающийся на уравнении 4.7 (1), где принимается во внимание радиус площади дренирования эксплуатационной скважины, связанный с наличием и интерференцией соседних скважин; поэтому приходится прибегать к приближенным расчетам, имеющим относительную точность.

Несмотря на очевидные ограничения в количественном значении, дебит нефти на скважину Q можно формально выразить в его предельном виде для установившегося состояния, а рабочий перепад давления взять как постоянную часть с от пластового давления р. Тогда Q можно выразить

где Гк-«радиус дренирования» при котором 7гг./ составляет «площадь дренирования» на скважину; kn - проницаемость для нефти; /г-мощность нефтяного горизонта; - вязкость нефти; /5 - коэффициент ее пластового объема. Пренебрегая любым изменением распределения насыщения, в пределах площади дренирования получим

dt \ fS J

где - нефтенасыщенность; / - пористость. Путем объединения уравнений (1) и (2) можно формально выразить t как

2kct V Г HqJP)

Pkjk

где k - проницаемость для однофазной жидкости; t - комплексная переменная времени.

Если принять дополнительно, что и р связаны согласно уравнению 7.3(1), можно оценить численно интеграл уравне-

Уравнение (1) налагает условие, что начальный дебит или коэффициент продуктивности зависит от г, для существования которого отсутствует доказательство и получить последнее не представляется возможным. Однако по мере того, как суммарный отбор жидкости из пласта становится настолько большим, что начинает влиять на величину пластового давления у границы, находящейся на половине расстояния между скважинами, интерференция скважик или значение г, будет отражаться на величине Q. Функциональная зависимость уравнения (1) будет в этом случае только приближением. Термин «радиус дренирования», примененный в данном случае, является лишь мерой линейного разрыва между скважинами и не налагает физических ограничений для течения жидкости (параграф 4, 6).