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

Интересно отметить, что уравнение (1) можно переписать как

dp p + (R-S)ly

Оно показывает, что падение давления на единицу добычи дегазированной нефти пропорционально площади дренажа и только знаменатель выражает собой эффект изменения свойств остаточной нефти, связанных с изменением давления.

Отрезок абсциссы - при атмосферном давлении - на кривой давления (фиг. 97) указывает на физическую конечную нефтеотдачу. Значение абсциссы при любом выбранном давлении забрасывания выражает промышленную конечную отдачу пласта. Для условий, лежащих в основе этих вычислений, видно, что физическая конечная нефтеотдача отвечает 14,5% объема пор. Если давление забрасывания взято 7 ат, то промышленная конечная нефтеотдача будет отвечать 13,8% порового пространства. Эти значения нефтеотдачи представляют собой 27,1 и 25,8% от первоначального содержания дегазированной нефти в пласте. Исходя из фиг. 96, считают, что эта нефтеотдача означает также конечные насыщения свободным газом в 28,7 и 27,7% соответственно. Необходимо отметить, что полученные конечные значения нефтеотдачи автоматически определяются интегрированием уравнения (1), как пределы процесса нефтеотдачи.

7.4. Влияние свойств пластовых жидкостей и пород на процесс нефтеотдачи в подземных резервуарах при режиме растворенного газа. Пример теоретического поведения пласта при режиме растворенного газа (фиг. 96 и 97), рассмотренный в предыдущем параграфе, имеет лишь демонстрационное значение. Числовые величины являются комплексным результатом принятых количественных допущений при использовании соответствующих функций А, г, Г}, а, /bCu/fr и ip (фиг. 94 и 95). Абсолютные величины изменений не представляют большого интереса, ко сами изменения параметров и функций влияют практически на.процесс нефтеотдачи и суммарной нефтедобычи.

Вследствие нелинейного характера уравнения 7.3(1) на основании аналитических соображений невозможно установить заранее количественное влияние изменений основных функций. Из рассмотрения уравнения 7.3(1) видно, что при определении процесса нефтеотдачи основную роль играет соотношение вязкостей /*н г. Если S и у заменить общим коэффициентом, то зависимость от р не подвергнется изменению, зато R равномерно

Обратив уравнение (2), получаем:

Рн л dQ

1-f - V

dp Q

где Q = qJP, что no существу эквивалентно уравнению (I), но часто более удобно для численной обработки.

1 Вязкости природных газов при пластовых температурах не меняются так резко с изменением плотности сырой нефти, связанной с газом; принятые изменения в /нМг приписывались всецело изменениям вязкости нефти.

2 В области, где t/; = 0, уравнение (1) можно формально интегрировать, чтобы получить

Рг Pi

-/ <Р Pi / dp

--йР f yXdpeP

Qni у J

изменится. Из структуры уравнения 7.3(1) можно вывести также и другие заключения, но их лучше показать на численных примерах.

При изучении влияния различных физических параметров, контролируюпхих режим растворенного газа, необходимо представить себе, что между различными свойствами углеводородных систем существует тесная связь. Например, изменение в эксплуатационной системе растворимости влечет за собой изменение коэффициента пластового 01бъема жидкости. Практически же допущение особых изменений в одной из пластовых переменных или одновременно в двух переменных может явиться несколько искусственным. Процессы, идущие в пласте, более чувствительны к отдельным параметрам, чем к одновременному изменению всех: факторов.

В уравнении 7.3(1) только соотношение /*н г влияет на зависимость между и р. Величина этого влияния показана повторением интегрирования, приводящим к кривым на фиг. 96 и 97, с равномерным изменением зависимости /н 1г (фиг. 95) в пределах полного интервала давлений при постоянном значении всех остальных параметров.

Пластовое давление и газовый фактор в зависимости от кривых суммарной нефтеотдачи, найденные таким путем, приведены на фиг. 98; различные пары кривых относятся к различной вязкости нефти при атмосферном давлении (и пластовой температуре *).

Уравнение 7.3(1) включает fjpiv как множитель при гр, а кривые на фиг. 98 совпадают в начальной стадии падения давления, когда = О, т. е. при установлении равновесного насыщения газом. На указанном отрезке процесса разработки нефтеотдача не зависит от вязкости жидкостей в пределах существенных приближений, лежащих в основе уравнения 7.3(1).

Как только газовая фаза становится подвижной, соотношение PnlfJv начинает влиять на относительные потери газа и нефти из пласта, и кривые падения давления для нефтей с различной вязкостью расходятся.

Падение давления по отношению к суммарной нефтедобыче становится более крутым с ростом вязкости нефти, или /*н *г.

Кривые газового фактора показывают еще отчетливее роль, которую играет /н г при подвижной газовой фазе. Согласно

уравнению 7.3(1) для данного давления и нефтенасыш.ения /? возрастает линейно с iJlv Отсюда по мере увеличения вязкости нефти газ рассеивается быстрее, давление падает резче, а конечная нефтеотдача соответственно уменьшается.

В табл. 12 суммированы некоторые численные значения из фиг. 98, связанные с нефтедобычей и газовым фактором. Во всех случаях растворимость газа на точке насыщения 170 ат поддерживалась неизменной - 96 м1м, усадка пластовой нефти была принята 30,8%, а содержание связанной воды 30%.

f76,8 fB3,Z

1160

т,б то

136 \ /800 rZ2,U f620

f08j I то

OS, 2 /260

I в/,б I то

Ж 0 % 900

5Ч,Ч Щв

/3,6

710 5Щ}

/ г 3 5 6 7 8 9 W 11 П )3 Ш tS IS 17 18 19 Сулмарная нефтеотдача, от noooSozo пространстба., %

Фиг. 98. Расчетные кривые давления и газонефтяного фактора для гипотетических пластов с режимом растворенного газа, из которых добывается

нефть с различной вязкостью.

Для кривых /, Я, /, /V и V вязкости дегазированной нефти приняты соответственно 11,04; 5,52; 2,76; 1,38 и 0,69 сантипуаза. Растворимость газа во всех случаях составляет 96 жз/лгз при давлении 170 ат. Насыщение связанной водой принимается равным ЗОО/о. i - пластовое давление; Z - газонефтяной фактор.

Данные табл. 12 приведены на фиг. 99 в зависимости от вязкости дегазированной сырой нефти и ее обратной величины. Последняя дает возможность экстраполировать эту зависимость до вязкости выше минимума (табл. 12), как это показано на фиг. 99 пунктирными отрезками. Эти отрезки нанесены так, что пространство, занятое свободным газом, даже при бесконечной его вязкости, равняется равновесному насыщению свободным газом в 10%.

Уменьшение нефтеотдачи с ростом вязкости вьшолаживается при высокой вязкости. Однако влияние вязкости на нефтеотдачу

1 Усадка в процентах, использованная здесь, представляет коэффициент пластового объема нефтяной фазы минус единица при умножении на 100.