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

нН нефтеотдачи. Наконец, существует этап в разработке месторождения, когда оно достигает полного истощения давления, или близко к нему. Тогда сила тяжести может стать преобладающим фактором перемещения нефти к забою скважины.

Проблеме гравитационного дренирования стали уделять серьезное внимание сравнительно недавно. Его проявление начали отмечать с тех пор, как стало принято вести запись эксплуатационных газовых факторов. Было замечено образование местных газовых шапок в процессе добычи нефти. Подобные газовые шапки представляют участки, где происходит отбор нефти с высоким газовым фактором и которые показывают результат высокого местного отбора и истощения.

Эти участки образуются или впервые обнаруживаются в повышенных частях структуры, что указывает на значительное перемещение газа вверх по восстанию в газовую шапку и дренирование нефти вниз по склонам пласта.

Это явление вызывает уменьшение нефтенасыщенности в газовой шапке ниже значения, которое можно было бы ожидать в результате местного истощения и отборов при «режиме растворенного газа». Разумеется, в месторождениях с газовой энергией такое поведение пласта не встречается повсеместно. Образование газовой шапки в отдельных случаях не может доказать существования значительного гравитационного дренирования в других местах. Общая связь подобных газовых шапок со структурой залежи составляет основное доказательство разделения газа и нефти, которое 1проиеходит в процессе добычи нефти из пластов с газовой энергией.

Наблюдаемое систематическое расширение вниз по падению первоначальных газовых шапок или образовавшихся на своде антиклинали уже после того, как началась разработка залежи, представляет аналогичное качественное доказательство гравитационного дренирования. Однако и в этом случае гравитационное разделение пластовых жидкостей при расширении газовых шапок следует измерять лишь по избытку газонасыщения в залежи над значением, которое следует ожидать вследствие отбора пластовой жидкости на участке, занятом газовой шапкой. Очевидно, точные определения газонасыщения трудны, и промысловые наблюдения надо оценивать с большой осторожностью.

Уравнение или метод материального баланса, разбиравшийся в главе 6, не оценивает гравитационного дренирования. Метод материального баланса относится лишь к состоянию термодинамического равновесия и включает общее содержание в подземном резервуаре жидкой и газовой фаз.

Однако имеются случаи, когда избыточное локальное истощение вызывало первоначально образование эквивалентов газовых шапок на крыльях структуры, которые затем переместились к вершине свода последней. В некоторых месторождениях на Ближнем Востоке, выделяющих нефть из сильно трещиноватых известняков, газ, улетучивающийся из раствора, очевидно, немедленно поднимается к вершине свода, а скважины на склонах продолжают отдавать нефть с постоянными газовыми факторами.

В уравнение материального баланса входит то, что распределение газа влияет только на величину газового фактора. Отсюда оно не дает четкого различия между газом из газовой шапки и свободным газом, распределенным внутри нефтяной зоны

Сила тяжести проявляется как динамическое явление. Вследствие этого изучение гравитационного дренирования представляет трудную задачу .

Оценку возможной скорости дренирования нефти вниз по падению пласта можно произвести следующим образом. Полагая, что контакт газ - нефть залегает, как указано на фиг. 121, видно, что скорость свободного перемещения нефти по пласту выражается

kAyg sin в

где ки - проницаемость для нефти; /н -вязкость нефти; Лу - разница в плотности нефти и газа; 6 - угол падения пласта. Если h - мощность нефтяной зоны, перпендикулярная направлению падения пласта, то объемная скорость свободного перемещения нефти по пласту для полностью дегазированной нефти будет

kAygh sin в

Qh = Vsfl = - (2)

на единицу расстояния параллельно простиранию пласта, причем рн - коэффициент пластового объема нефти.

Дренирование на единицу проекции площади поверхности контакта газ-нефть:

kAyg sin2 в kyg sin2 д

Q =--852 ---м1 сутки! га, ()

где /Гн отсутствует в миллидарси, а у - удельный вес.

В месторождениях с высоким структурным рельефом концентрация пластовой нефти в результате гравитационного дренирования по склонам структуры, где давление выше, может так изменить эффективные средние характеристики р - v - Т для пластовой жидкости, что вычисления начального содержания нефти методом материального баланса, если их соответственно не исправить, могут получиться заниженными.

2 Недавно опубликована приближенная теория неустановившегося гравитационного дренирования, в которой учтено изменение проницаемости с пониженным насьодением. Однако капиллярные эффекты в этой теории не учтены и анализ не поддается трактовке. Вследствие этого количественное значение этой теории несколько неясно.

3 Если газовая фаза неподвижна и имеет разрыв, то реакция пловучести, обусловленной газом на нефть, отсутствует и Лу должна быть заменена плотностью нефти у.

соответствующая скорость вертикального перемещения плоскости контакта газ - нефть*:

i;s = 0,8235.10"--=- MJcymftU,

где / - эффективная пористость, освобожденная в результате дренирования нефти.

Для определения порядка величины дренирования при свободном перемещении и его скорости согласно уравнениям (3) и (4) можно принять кн = 25 миллидарси; Лу = 0,65 г/см; 6=20°; fH == I сантипуаз; = 1,3. Тогда расход дренирования нефти согласно уравнению (3) будет 12,5 mIсутки!га.

Этого достаточно для замещения отбора 50 нефти в сутки для скважины, расположенной вне газовой шапки при уплотнении 8 га на скважину, если площадь контакта газ - нефть равна половине внешней продуктивной площади. Соответствующая скорость перемещения контакта газ - нефть равнялась бы согласно уравнению (4) 0,013 м1 сутки при эффективной пористости 0,125.

В условиях ограниченных отборов полученные скорости дренирования определяют в значительной степени возможность замещения отбираемой при эксплуатации нефти. Уравнения (3) и (4) учитывают лишь максимальное проявление гравитационного дренирования и не налагают условий, что соответствующие скорости перемещения нефти вниз по падению пласта должны всегда иметь место на практике.

Критерий справедливости этих уравнений заключается в том, что гравитационному напору не противостоят градиенты давления. Это условие требует равномерного распределения давления в месторождении по крыльям структуры так, чтобы при гравитационном дренировании происходило свободное отекание жидкости.

Быстро снижающиеся давления по крыльям затемняют эффект гравитационного дренирования и уменьшают эффективность отделения газа от нефти. Рост давления вниз по падению пласта препятствует гравитационному дренированию. В крайних случаях может развиться региональное газовое конусообразование. Хотя пловучесть газовой фазы исчезает при идеальном гравитационном дренировании нефти со свободным стеканием, однако перемещение газа по структуре при ограничении свободного отекания жидкости стремится компенсировать уменьшение скорости дренирования нефти.

На практике контакт газ - нефть не представлен строго плоскостью вследствие изменчивости проницаемости пласта. Даже если проницаемость была бы однородной, контакт газ - нефть был бы скорее капиллярной переходной зоной, чем геометрической плоскостью.