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

ставляет величина вязкости нефти, принятая всюду за половину значения вязкости на фиг. 81. Начальное пластовое давление предполагается 170 ат. Насыщение связанной водой принято 30%. Как показывает отрезок на сплошной кривой Klkn (фиг. 94), предполагается, что до возникновения течения газа в пласте должно быть создано равновесное насыщение свободным газом в 10%.

1,0 0,9 0,8

0,6 0,5

0,4-

¥ 0,1

800 600

•ООО

100 80

UO 80 ZO

iO в 6

0,1 C,Z 03 0,i 0,5 0,6 0,7 Нефтенасыщенность

Q 3 68 wz m m

Давление, am

Фиг. 95. Кривые изменения функций нефти а, А, ц от давления, принятые в расчетах разработки пластов с режимом растворенного

газа.

Фиг. 94. Зависимости проницаемость-насыщение принятые в расчетах разработки пластов с режимом растворенного газа.

ftj,, - проницаемости для газа и

нефти; /с - физическая проницаемость; насыщение связанной водой принимается равным 30%.

Согласно уравнению (1) необходимо определить функции Я, £, Г] прежде, чем производить интегрирование. Из определения уравнений 7.2(7) видно, что они втслючают производные основных функций 7, 5н, /5н. Значения для Л, £ и , полученные расчетным путем, приведены на фиг. 95 вместе с а и /н г.

Результаты интегрирования уравнения (1) с применением этих данных в зависимости от пластового давления р изображены на фиг. 96. Газовые факторы вычислены из второго уравнения (1). Значения давления и газового фактора на фиг. 96 перенесены на фиг. 97 по отношению к суммарной нефтедобыче в единицах порового пространства и как соответствующая добыча дегазированной нефти для 12 м пласта с 25% пористостью; последняя величина получена из уравнения 7.2(11).

Как можно ожидать из общих рассуждений, пластовое давление падает монотонно с ростом суммарной нефтеотдачи. Однако процесс изменения газового фактора, приведенный на фиг. 96 и 97, показывает несколько отличных свойств его: 1) начальное падение ниже первоначального содержания газа в растворе; 2) последующий резкий подъем; 3) еще более быстрое падение после того, как достигнут максимум значения газового фактора.

«5>

Олйстодое.дадлвнив ата

72 SO 5

Фиг. 96. Кривые вычисленного изменения газонефтяного фактора и нефтенасыщения в зависимости от давления для гипотетического пласта с режимом растворенного газа. Насыщение связанной водой принимается равным 30%.

Начальное падение газового фактора, изображенное на фиг. 96 и 97, обусловлено всецело допущением неисчезающего равновесного насыщения свободным газом. В течение процесса нарастания газонасыщения до равновесного значения его в потоке газовый фактор при добыче нефти должен обладать значением соотношения газа и нефти в растворе. Последнее уменьшается с падением давления, приводя к значению, изображенному на фиг. 96 и 97. Величина уменьшения газового фактора до наступления равновесного насыщения свободным газом зависит от общего падения давления. Отсюда минимальный газовый фактор как часть начального газонасыщения раствора меньше для небольшой начальной растворимости газа. Общее начальное падение газового фактора возрастает с увеличением равновесного насыщения свободным газом. Как видно из параграфа 7.4, величина газового фактора начинает немедленно подниматься от значения растворимости газа, если отсутствует равновесное насыщение свободным газом.

Когда нефтенасыщение породы ниже равновесного значения (фиг. 94), то в результате быстрого подъема проницаемости для газа или V() происходит рост газового фактора после достижения равновесного насыщения пласта газом.

Уменьшение S и а с убыванием давления уравновешивает подъем и R достигает максимума. Пластовое давление продолжает падать, и расход свободного газа в пласте, приведенный

11 13 in 15 W С1/мл*ар»ая нефтеотдача от по робого пространстда,о

Ч В П 1Ь го и Z8 32 ЗВ 40 чц ч-в Суммарная нещтевтдиш двтзираЗаммоа иарти ( IQaiИй2(

Фиг. 97. Расчетные кривые давления и газонефтяного фактора для гипотетического пласта с режимом растворенного газа, в зависимости от суммарной нефтеотдачи, выраженной в процентах от порового пространства, а также в Mjza для продуктивного пласта мощностью 12 м к пористостью 25%. Насыщение связанной водой принимается равным 30%.

1 - пластовое давление; 2 - газонефтяной фактор.

К атмосферным условиям, снижается, хотя объемные отборы из пласта по сравнению с дебитом нефти монотонно возрастают. В результате, достигнув максимума, газовый фактор круто падает до установления в пласте атмосферного давления или давления, при котором пласт забрасывается.

Наклон и изгиб кривой пластового давления отражают текущий газовый фактор. Так, в течение начального падения газового фактора наклон кривой давления (падение давления на единицу добычи дегазированной нефти) уменьшается. Когда газовый фактор начинает возрастать, изгиб кривой давления меняется и возникает крутое падение его. Затем наступает следующий изгиб кривой давления, когда величина газового фактора проходит через максимум, и начинается быстрое его падение.