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

медленнее с отклонениями от линейной зависимости. Максимальное значение газового фактора меняется приближенно линейно с общим количеством имеющегося в пласте газа. Конечная нефтеотдача превышает нефтеотдачу пласта без газовой шапки на 50%, хотя общее содержание газа в пласте увеличивается примерно в четыре раза.

Необходимо подчеркнуть, что полученные выводы ограничены допущением, что газовая шапка не отдает непосредственно газ в эксплуатационные скважины и что она расширяется без помощи разделения пластовой жидкости по удельным весам и дренирования нефти под влиянием силы тяжести. Если первое условие не удовлетворяется, нефтеотдача снижается, а давление пласта падает еще быстрее, как указано на фиг. 105. Если возникают заметное расширение газовой шапки и гравитацион-дое дренирование, нефтеотдача возрастает, а падение давления и рост газового фактора замедляются. Численные результаты или их эквиваленты, полученные аналогичными расчетами, согласно уравнению (4), должны применяться с осторожностью и учетом их охраничений.

Фиг. 106. Кривые вычисленной суммарной нефтеотдачи и конечного насыщения свобол-ным газом для гипотетических пластов с режимом растворенного газа в зависимости от мощности газовой шапки.

Сплошные кривые соответствуют истощению пласта до атмосферного давления. Прерывистые кривые - до истощения пласта при 7 ат. Принятые физические условия взяты из фиг. 105; J - насыщение пласта свободным газом в процентах от порового пространства; 2 - суммарная нефтеотдача в процентах от начального запаса нефти в пласте; 3 - суммарная нефтеотдача з процентах от порового пространства.

7.6. Падение коэффициента продуктивности и текущего дебита в месторождениях при режиме растворенного газа. Метод исследования подземных резервуаров с режимом растворенного газа, выраженный аналитически уравнением 7.3(1), не учитывает совершенно системы скважин, через которые пласт отдает нефть, и все же тесно связан с продуктивностью скважин. Ранее было указано, что для предельных условий с нулевым перепадом давления коэффициент продуктивности определяется в основном

соотношением кг лр. Условия притока в отдельных скважинах и числовые коэффициенты, входящие в формулу коэффициента продуктивности, 1весьма неопределенны и поэтому точное определение его абсолютной величины является сомнительным.

Однако изменение коэффициента продуктивности скважины в процессе истощения подземного резервуара, выраженное соотношением

где нижний показатель / относится к начальным условиям, должно определяться довольно обоснованно при условии, что сква-

о,г о

f % 3 (I S 6 7 8 S 10 Н iZ 13 Ш 15 16 f7 13 Сцлмериая нефтвотдачл от парового простраистба, о

Фиг. 107. Расчетные кривые падения коэффициента продуктивности в гипотетических пластах с режимом растворенного газа для дегазированных нефтей с различной вязкостью.

Для кривых /. , /, IV и V вязкости дегазированной нефти .принимаются соответственно 11,04; 5,52; 2,76; 1,38 м 0,69 сантипуаза. Остальные физические условия взяты из фиг. 98.

жина характеризует пласт в целом. Если известны пластовое давление и нефтенасыщение как функции конечной нефтеотдачи, можно оценить уравнение (1) также функцией конечной нефтеотдачи.

Исходя из таких вычислений, получают результаты, выраженные кривыми на фит. 107 и 108 для систем, давления и газовые факторы которых приведены на фиг. 98 и 100, с конечной нефтеотдачей, занесенной в табл. 12 и 13. На фиг. 109 приведены графики изменения продуктивности для пластов, дающих сырую нефть различной плотности. Кривые на фиг. 107 и 108 показывают те же совпадения, что и на фиг. 98 и 100 во время начальной фазы процесса нефтеотдачи, когда создается равновесное насыщение газом, и процесс снижения нефтенасыщения не зависит от вязкости нефти.

При конечных условиях - атмосферном давлении или принятом давлении ликвидации- pJii ддя систем, описанных на фиг. 98 и 100, тождественны. Отсюда относительные значения коэффициента продуктивности, за исключением определяются значением к,,, которое в свою очередь зависит от конечных состояний нефтенасыщения. Минимальные значения на фиг. 107 и 108, до которых в конечном счете снижается С./Спь для тех же уменьшаются с убывающим нефтенасыщением, что видно из табл. 12 и 13.

г 3 и 6 в 7 8 9 10 и fZ 13 14 iS IB 17 18 Сумтаиая иефтестдача,,от тровоапросгрранств&/о

Фиг. 108. Расчетные кривые падения коэффициента продуктивности в гипотетических пластах с режимом растворенного газа для нефтей с различной растворимостью газа и усадкой.

Изменение давления и газонефтяного фактора для кривых /, , /, IV

взяты из фиг. 100.

Из фиг. 109 ВИДНО, ЧТО факторы растут с

уменьшением плотности лефти. В результате снижения нефтенасыщения возникающие конечные значения Cp/Cni уменьшаются с уменьшением плотности сырой нефти. Оказывается, что коэффициент продуктивности должен упасть в 5-15 раз в результате истощения пласта и связанных с этим изменений факторов, определяющих эксплуатационную производительность скважин.

Сведения о падении коэффициента продуктивности вследствие истощения пласта довольно скудны, но они наблюдались все же в нескольких случаях. Эти данные имеют большое значение, так как Показывают длительность изменения характера пластовых жидкостей и его распределение на протяжении процесса нефтеотдачи из пласта.

На кривых фиг. 107 и 109, показывающих величину падения коэффициента продуктивности, накладывается дополнительно падение пластового давления и общих перепадов давления, необходимых для перемещения нефти к забою скважин. Отсюда общая