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

выделения из раствора при первоначальном давлении, за исключением того случая, когда пласт имеет равновесное газонасыщение. Если равновесное газонасыщение не исчезает, то во время газонакопления пластовая нефть испытывает приближенное, хотя и не точное, но мгновенное выделение газа. Нефть, поступающая Б фонтанные трубы, является в этом случае просто жидкой фазой возникающей смеси газ - жидкость. Если же равновесное газовое насыщение отсутствует, то пластовая нефть проходит приближенно, но не точно, через дифференциальный процесс выделения газа. В этом случае, или когда уже достигнуто равновесное газонасыщение, мгновенному выделению газа в фонтанных трубах предшествует приближенно дифференциальное выделение его во время прохождения нефти по пласту к забою скважины. Так как отдельные стороны этого предварительного процесса отделения газа сложны и неясны, необходимо допустить с практической точки зрения, что нефть, остающаяся в пласте при любом давлении, подвергалась процессу простого дифференциального выделения газа при пластовой температуре. На основании этого допущения обычный анализ дифференциального выделения газа на образце нефти, взятом с забоя скважины, должен удовлетворительно описать поведение остаточной нефти в пласте.

Помимо внутренних сложностей, связанных с изменением различных фаз выделения газа, возникло осложнение, налагаемое основным физическим толкованием, а именно, что так называемая товарная или дегазированная нефть и «естественный газ» не являются неизменными углеводородными системами и потому эти термины не точны. Состав дегазированной нефти и природного газа меняется на протяжении всей разработки пласта, особенно в отношении естественного содержания бензина. Этого следует ожидать в связи с изменениями в процессе выделения газа из раствора, через которые последовательно проходит вся добываемая нефть по мере истощения пластового давления.

Если бы дебит скважин определялся углеводородным составом или продуктами переработки, как это обычно делается при оценке конденсатных пластов, то некоторых трудностей в определении выделения газа можно было бы избежать. Но пока дегазированная нефть определяется как жидкий продукт, оседающий в резервуарах, а природный газ как сумма газовой фазы из сепараторов и паров из резервуаров, - должен быть признан их меняющийся состав К Этот по существу неконтролируемый состав нефти и газа подвергается изменениям, возникающим от

Эти изменения состава имеют небольшое значение для сырых нефтей большого удельного веса. Если удельный вес нефти уменьшается, то обстановка аналогична конденсатным жидким системам, для которых термины «товарная нефть» и «газ» должны определяться на основе углеводородного состава для количественных пластовых и технико-экономических анализов.

Может возникнуть сомнение в отношении влияния времени, в течение которого образец сохраняется при пластовой температуре, после приведения давления к атмосферному и охлаждения образца до стандартной температуры или температуры мерника.

2 Величина, обратная объемному коэффициенту для газа.

естественных колебаний температур и давлений в сепараторах и резервуарах.

Выделение газа в самом пласте можно приближенно рассматривать как процесс дифференциального освобождения его из раствора при пластовой температуре. Дифференциальный анализ рекомбинированных образцов нефти и газа, взятых с забоя или из поверхностных емкостей, приближается к этому типу процесса. Если конечные приращения падения давления, используемые в анализе, не слишком велики, то в результате получается определенное конечное состояние «остаточной» нефти и образование суммарного количества выделившегося газа. Остаточная нефть не является «товарной» нефтью (в резервуаре или мернике). Однако она дает удобную основу для измерения объемов нефти при построении уравнения материального баланса. В лабораторных условиях на образцах пластовых жидкостей можно определить свойства (коэффициент сжимаемости) и общие объемы выделившегося газа. Однако между газом, находившимся первоначально в пласте и оставшимся в нем после выделения из раствора, а также газом, отобранным из скважины, разницы провести нельзя, так как определения их произведены на основании анализов состава, который меняется в течение всего периода разработки месторождения. Начальную фазу свободного газа можно было бы определить простым отождествлением ее с газом, впервые выделившимся при дифференциальной сепарации. Однако газ, отбираемый при эксплуатации, не эквивалентен газу, полученному в процессе дифференциальной сепарации. Отсюда эта часть проблемы полностью еще не решена.

Переходя к построению уравнения материального баланса,, необходимо ознакомиться со следующими обозначениями:

L, L - относительное первоначальное пластовое содержание остаточной и «товарной» нефти; первое относится к нефти после дифференциального выделения газа из образца пластовой жидкости от первоначального давления и при температуре пласта; последнее-к нефти после мгновенного выделения газа из эквивалентного образца в условиях мерника на дневной поверхности; - первоначальный пластовый объем фазы свободного газа;

S,S - растворимость газа на основе дифференциального выделения на единицу объема остаточной нефти и на единицу объема товарной нефти соответственно; у -содержание газа на единицу объема фазы свободного газа в пласте в атмосферных условиях 2;

уу -значение у для пластового пространства, занятого нагнетаемым извне газом;

О - объем нагнетаемого газа извне, приведенный к стандартным условиям;

Qr - объем добытого газа в стандартных условиях;

объемный коэффициент пластовой нефти после падения давления в условиях дифференциального выделения газа в единицах остаточной и товарной нефти соответственно;

-объемный коэффициент пластовой нефти при однократном выделении газа до условий в мернике или резервуаре;

- чистый объем поступившей в пласт воды извне; Q -добыча резервуарной (товарной) нефти; пилений показатель / относится к первоначальным значениям. Формулировку положения о сохранении пластового газа , содержания нефти и усадки пластовой жидкости можно записать так:

SiL + yy,,==S

\J J

Левая часть уравнения (1) представляет собой первоначальное содержание газа в пласте, причем не делается никакого различия между свойствами газа, который освобождается из

раствора (SO, и газа, первоначально находившегося в свободной фазе (у{). Первый член в правой части уравнения выражает газ, растворенный в не отобранной из пласта нефти, а второй член относится к фазе свободного газа.

Роль нагнетаемого в пласт газа, если он там остается, по существу сводится к объемному замещению нефти; он опреде

Изменение свойств и эффективной растворимости отбираемого газа в процессе эксплуатации с изменением относительного участия дифференциального и мгновенного процессов в выделении газа из раствора обеспечивает строгую применимость условий сохранения материи по отношению к газовой фазе, выраженных уравнением (1). Это уравнение является по существу приближением при условиях, что Qp установлен при помощи фактора осреднения, аналогично нефтеотдаче Q.

2 Содержание нефти относится лишь к остаточной нефти из первоначальной жидкой фазы. Не учитывается возможность присутствия конденсируемых углеводородных компонентов из газовой фазы. Нефть из участков пласта, затопленных водой, не различается от нефти из незатопленной части пласта. Могут быть выведены поправочные коэффициенты для учета влияния отделения окклюдированных нефти и газа в затопленной части пласта, а также для растворимости газа в водной фазе подземного резервуара. Однако в свете других приближений, включенных в вывод уравнения материального баланса, все эти тонкости вряд ли обоснованы.