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

Имеем <2ж. г {Ра-г-Ра. к) = 65-10* м«.

Добыча жирного газа Сж. г (Рн. к-f-p) при снижении давления от Рн к ДО любого текущего значения р может быть определена по формуле

9ж. г (Рн. к - Р) = 9fan - (?ж. г (Рн -f Рн. к)

Гплг (Р) Рат

Здесь 5Q - текущий газонасыщенный объем (при учете выпадения конденсата) - находится по данным табл. 24 (графа 5). Результаты расчетов приведены в

Ц WOO

S00 то 1500 гоооафЮм

Рис. 79. 1 - изменение содержания конденсата в добываемом газе в функции суммарного количества газа; 2 - площадь, соответствующая суммарной добыче конденсата 935 тыс. м

табл. 26.

Содержание фракций бутана плюс высшие, представленные в табл. 26, взяты из рис. 77. Результаты, приведенные в табл. 26, представлены в графической форме на рис. 79. Начальный горизонтальный отрезок на рис. 79 соответствует постоянной добыче конденсата при снижении давления от начального до давления начала конденсации. Интегрирование кривой, приведенной на рис. 82, позволяет затем найти суммарное количество добытого конденсата при разработке ме-

Таблица 26

Изменение продукции жирного газа и содержания фракции бутаны плюс высшие в продукции залежи

Экстраполированные значения.

1 Пример заимствован из работы [66], поэтому при расчетах оставлено в качестве стандартной температуры 15,5° С.

сторождения на истощение и снижении пластового давления от j5„ до 35 кгс/см. Для рассматриваемого примера суммарная добыча конденсата составит 0,935 млн. м«.

Отдача пласта при разработке на истощение будет:

по жирному газу

2120 • 10» ппо/„ 7q qoi. g-j. 100/о-79,9.0,

по фракции бутаны плюс высшие

0.935 • 10» 2,4 • 10*

•100% =38,9%.

Приведенный порядок расчетов предполагает, что давление во всем пласте снижается равномерно, нет значительных общих депрессионных воронок и вблизи отдельных скважин.

Методика более подробных расчетов запасов и добычи конденсата, а также бутана, пропана, этана и т. д. рассматривается в «Указаниях по определению промысловых ресурсов конденсата и его добычи при эксплуатации газоконденсатных месторождений на естественном режиме» (авторы В. В. Юшкин, Г. С. Степанова и М. Т. Кврчаж-кин, изд. ВНИИгаза, 1971).

§ 4. Показатели разработки газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления закачкой сухого (отбензиненного) газа

При значительном начальном содержании конденсата в газе рассматриваются варианты разработки месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа. Эффективность закачки сухого газа (сайклинг-про-цесса) зависит от запасов газа, конденсата, содержания его в газе, от числа эксплуатационных и нагнетательных скважин и их размещения на структуре, от неоднородности пласта по коллекторским свойствам как по площади, так и по мощности продуктивных отложений.

Влияние расположения эксплуатационных и нагнетательных скважин при простейших схемах их размещения в однородном по коллекторским свойствам пласте исследовано М. Маскетом [46].

При обратной закачке газа давление иногда поддерживается на некотором постоянном уровне. При этом количество закачиваемого и отбираемого газа получается практически равным. Поэтому распределение давления в пласте может быть принято стационарным (установившимся). При незначительных перепадах давления между системами эксплуатационных и нагнетательных скважин распределение

Рис. 80. Схема размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин в виде цепочек

пластового давления близко к распределению давления при фильтрации несжимаемой жидкости. Принимается также, что вязкость сухого и жирного газа одинакова. Тогда при размещении скважин в виде двух прямолинейных цепочек в однородном по коллекторским свойствам бесконечном пласте (рис. 80) распределение давления определяется следующей формулой [46]:

COS-

р{х, у) = Цг-\п-„ - +const. (1)

СП- COS-

Здесь q - расход газа при нагнетании (отборе), приведенный к пластовым условиям; \i - коэффициент динамической вязкости газа; а - расстояние между скважинами в ряду; 2d - расстояние между рядами скважин; остальные обозначения прежние.

Скорость течения газа между нагнетательной и эксплуатационной скважинами в направлении оси у с учетом (1)

, 2nd

к др д а

fijx dy

к=о 2amh n(y-d) n{y-\-d)

Здесь т - произведение коэффициента пористости на коэффициент вытеснения (доля норового пространства, занятого сухим газом; определяется в результате лабораторных исследований).

Минимальное время прорыва сухого газа в эксплуатационные скважины составляет

t2{ = (±cth-4-). (3)

J Vy д \ а а 2л J

Под коэффициентом охвата вытеснением по площади Е понимается отношение суммарного количества закачанного сухого газа в момент его прорыва в эксплуатационные скважины к максимальному перовому объему, который может быть занят сухим газом при закачке и отборе через галереи. Для рассматриваемой системы размещения скважин с учетом (3) получается

E = - = cth-. (4)

2admh а 2ла

Из уравнения (4) следует, что коэффициент Е возрастает от О

при < 1 до 1 при -> 1. Так, для - = 0,1; 1 и 5 величина Е

соответственно равна 0,204; 0,841; 0,968. Отсюда следует важный практический вывод, что эффективность вытеснения газа по площади (следовательно, и по объему) возрастает при увеличении расстояния между рядами эксплуатационных и нагнетательных скважин.