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

Значение усадки для определения фактической нефтеотдачи еще более подчеркивается тем, что, несмотря на рост порового пространства, занятого свободным газом, добыча дегазированной нефти снижается с возросшей растворимостью газа вследствие отбора нефти из пласта (второй, третий и четвертый ряды). Среди систем, имеющих вязкость дегазированной нефти 1,38 сантипуаза, наименьшую суммарную добычу показывает система при наибольшем насыщении свободным газом (второй ряд).

Необходимо отметить, что наибольшую конечную нефтеотдачу имеет система с наименьшей растворимостью газа (четвертый ряд) и где начальное падение давления наиболее резко (кривая /V, фиг. 100). Чтобы создать насыщение свободным газом для замещения данного объема отобранной нефти, необходимое падение давления возрастает с уменьшением растворимости газа при условии, что все остальные факторы в основном не меняются.

Можно установить влияние одновременного изменения физических свойств углеводородных жидкостей, возникающее на практике, если рассмотреть удельный вес (плотность) сырой нефти как общий характеристический параметр газовой и нефтяной систем. Плотность сырой нефти ни в коем случае не определяет всех физических свойств углеводородной системы. Однако она является полуколичественным средством увязки многих наблюдений над растворимостью газа, усадкой и вязкостью отдельных нефтяных и газовых систем.

Используя эмпирические корреляционные диаграммы из главы 2, можно построить средние кривые зависимости основных свойств жидкостей газовых и нефтяных систем с различной плотностью сырых нефтей при пластовой температуре как функции давления. Значения, найденные для этой функции, при 205 ат и принятой пластовой температуре 87,8 занесены в табл. 14.

Таблица 14

Значения параметров углеводородных жидкостей при 87,8°С, принятые для различной плотности сырой нефти

0,933 0,875 0,824 0,778

37 83 133 186 252

1,000 1,220 1.352 1,521 1,763

76 2,8 0,69 0,29 0.14

Использовав комплекс функций, выражающих свойства жидкостей, для интегрирования уравнения 7.3(1) можно вычис-

лить процессы нефтеотдачи для систем с газовым напором и различной плотностью сырых нефтей.

Результаты вычислений приведены на фиг. 101. Дебиты, относящиеся к состоянию фактического конечного истощения при 7 ат и максимальные газовые факторы приведены на фиг. 102 как функции плотности сырой нефти. Во всех случаях насыщение связанной водой равнялось 25%; соотношение проницаемо-

S78Q

то то

2Ц2 Zi7,6

Щ8 163Л

3960 Щ6 3600% iSB

I згчоЩ. 2Z,¥

2880 W8,8 Z5Zo\ 95,г Zi60 8U6

1800

1080 7lb

68,0 ¥0,8

13,6

C1Z3i56769

W 11 IZ 13 /« 15 16 Суммарная не(ртеоглда*а. от порбои прастранства/о

Фиг. 101. Расчетные кривые давления и газонефтяного фактора для гипотетических пластов с режимом растворенного газа, из которых добываются

нефти с различным удельным весом.

Кривые 7, 7/, 777, IV и V относятся соответственно к нефтям уд. веса 1,00; 0,933; 0,875; 0,823; и 0,778. Насыщение связанной водой принимается равным 25%. / -пластовые давления; 2- газонефтяные факторы.

сти газ - нефть взято согласно фиг. 94, а начальное пластовое давление 205 ат. Абсолютная конечная нефтедобыча сначала возрастает с уменьшением плотности сырой нефти, достигает максимума, а затем падает при плотностях меньше 0,824 г/см. В основном это явление отражает эффект усадки, которая при плотностях меньше 0,824 г/см уравновешивает влияние вязкости нефти и растворимости газа на рост нефтеотдачи.

Однако суммарная нефтеотдача, отнесенная к количеству дегазированной нефти в начальных пластовых условиях, продолжает возрастать с уменьшением плотности до 0,778 г/см, хотя

/6 /2 8

при более низких плотностях, вероятно, начинается обратное падение ее. Насыщение свободным газом, наступающее при конечном истощении до 7 ат, растет с уменьшением плотности сырой нефти по всему интервалу плотностей, приведенному на фиг. 102, и имеет тенденцию к дальнейшему увеличению до плотностей, соответствующих конденсатным нефтям.

Подъем максимального значения газонефтяного фактора для плотностей ниже примерно 0,903 zjcM обусловлен главным образом растущей растворимостью газа ш мере уменьшения плотности сырой нефти (табл. 14), Исключительно высокое значение газового фактора для нефти удельного веса 1 в значительной степени отражает низкую отдачу и высокую вязкость этой нефти.

Действительно, как только достигнуто равновесное насыщение газом (10%) в системе нефти с плотностью 1 г/сж, газовый фактор возрастает, а давление падает почти отвесно (фиг. 101), Это происходит вследствие резкого увеличения соотношения /Сг Сн под влиянием безразмерного отношения вязкостей нефть- газ /*н г и высоких скоростей движения газа относительно нефти. Связанное с этим явлением быстрое истощение газа ведет к низкой конечной нефтеотдаче тяжелых нефтей. Вязкость нефти падает с уменьшением плотности и уменьшается также рост газового фактора. Достигнутый

Удельный бво нефти

Фиг. 102. Расчетные кривые суммарной нефтеотдачи, насыщения свободным газом (при 7 ат) и максимального газонефтяного фактора для гипотетических пластов с режимом растворенного газа в зависимости от удельного веса сырой нефти. По оси ординат - численные коэффициенты и проценты.

i-газонефтяной фактор (в 1,8• 1023/3); 2 - суммарная нефтеотдача в процентах от порового пространства; 3 - суммарная нефтеотдача в процентах от начального запаса дегазированной нефти в пласте; 4 - конечное насыщение пласта свободным газом в процентах от порового пространства.

максимум последнего снижается, пока не начнет преобладать эффект возрастающей растворимости газа в нефти.

Численные значения, приведенные на фиг. 101 и 102, не должны рассматриваться как количественные определения будущего поведения продуктивното пласта. Установленные допущения в отношении насыщения связанной водой, зависимости «проницаемость - насыщение», полного пренебрежения влиянием сил тяжести и т. д. строго ограничивают абсолютное значение вычислений этого типа. Физическое значение кривых на фиг, 101 и 102 заключается в направлениях конечных выводов