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

значением максимума, чем для кривой . Однако в целом табл. 15 показывает, что конечная нефтеотдача мало чувствительна к отдельным изменениям зависимости «проницаемость - насыщение», хотя по абсолютному значению нефтеотдачи небольшие различия, указанные в табл. 15, могут иметь промышленные значения.

Таблица 15

Подсчет влияния изменений зависимости «проницаемость - насыщение» на конечную нефтеотдачу и газонефтяной

фактор

16,7 16,2 15,5

28,4

27,5 26,3

33,3 32,7 31,9

2650 2970 2790

7.5. Нефтяные подземные резервуары с газовой шапкой, но без гравитационного дренирования. Произведем обобщение анализа, рассмотренного в предыдущих параграфах, для охвата подземных резервуаров с налегающей первоначально газовой шапкой при условии, что гравитационное дренирование нефти вниз по падению пласта не играет значительной роли в механизме нефтеотдачи. Это значит, что газовая шапка не расширяется заметно в нефтяную зону. Скорее всего газ из шапки является для последней лишь дополнительным агентом, который проникает в нефтенасыщенный пласт и диффундирует в нем.

На практике гравитационое дренирование всегда присутствует в пласте, за исключением того случая, когда наблюдается перемещение нефти в газовую шапку в результате избыточного истощения газа в последней. Рассмотрим сначала предельный случай, когда оценивается эффект газовой шапки как газового резервуара. До сих пор нет удовлетворительного метода для трактовки проблем гравитационного дренирования. Чтобы учесть даже приближенно гравитационное дренирование, необходимо ввести дополнительные допущения.

Если отношение толщи газовой шапки к толще нефтенасы-щенной зоны обозначить через Я*, а количество дегазированной

1 Это относится скорее к движению массы, чем к процессу молекулярной диффузии.

* И представляет «ш фактор», иногда используемый в уравнении материального баланса [уравнение 6.6(2)]. Необходимо допустить, что насыщение связаншой водой в газовой шапке аналогично нефтяной зоне, которая первоначально насыщена так, что д = 1-д.

нефти в газовой шапке через Qni: то добыча газа в системе пропорциональна

= ТТ77 t"i+y{~Qi

+ У(1

PQu i)

Аналогично нефтедобыча пропорциональна

Так как предполагается, что только нефтяная зона обнажается в ствол скважины, то уравнения (1) и (2) можно комбинировать с уравнением газового фактора:

чтобы получить

Ря \ Qn

При использовании кривой «проницаемость - насыщение» из фиг. 94, а также зависимостей свойств жидкостей из фиг. 95 интегрирование уравнения (4) для разных значений Н приводит к процессам изменения давления и газового фактора во времени, описанных кривыми на фиг, 105. Конечная нефтеотдача и максимальные газовые факторы занесены в табл. 16, а первая построена, кроме того, в зависимости от Я на фиг. 106. Во всех случаях принятая растворимость газа при 170 ат равна 96 м/м, усадка от 170 ат - 30,8%, а вязкость дегазированной нефти

2,76 сантипуаза.

1 Для интервала д, где tp = 0, уравнение (4) имеет формальжос решение:

e„ = (l + )eHi-9(P)

<Р(Р)

Таблица 16

Подсчет конечной нефтеотдачи и максимальных газовых факторов для пластов с режимом растворенного газа и различной

мощностью газовой шапки

(63, г

1689

/Щ6 3960 f3S 3600

%iQ8B I гвдо

§ 95,г zm

г800

«=5

1080

Z 3 Ц. 5 6 7 в 9 10 Н Пт 14 15 16 17 W iB

Фиг. 105. Расчетные кривые давления и газонефтяного фактора для гипотетических пластов с режимом растворенного газа при различной мощности газовой шапки, но без гравитационного дренирования.

= (мощность газовой шашки)/(мощность нефтяной зоны). Растворимость газа при 170 принимается 96 из/З; усадка от 170 а/га - 30,80/о; вязкость нефти при атмосферных условиях- 2,76 сантипуаза; насыщение связанной водой принимается равным ЗОО/о; 1 - пластовые давления; 2 - i-азонефтяные факторы.

Тенденции, выраженные кривыми на фиг. 105 и 106, а также данные табл. 16 вполне соответствуют общему выводу. Конечная нефтеотдача и насыщение свободным газом возрастают с увеличением мощности газовой шапки, хотя изменение происходит