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

Величина площади «целика» для каждой пары эксплуатационной и нагнетательной скважин

= 2ad(l-£) = 2ad(l-cth)-f (5)

Отсюда также следует, что размеры целиков жирного газа уменьшаются при увеличении расстояния между нагнетательными и эксплуатационными скважинами (напоминаем, что рассуждения справедливы для однородного по коллекторским свойствам пласта).

При размещении скважин по схеме, приведенной на рис. 81, распределение давления в пласте определяется уравнением

р(г,в) = [in г - -i In (г + - гг"/?" cos «в)] + const. (6)

Скорость течения сухого газа от нагнетательной до эксплуатационной скважины (вдоль 0 = 0)

(7)

к др

mil дг

1в=о 2nmhr R-r"

Время прорыва сухого газа в эксплуатационную скважину выражается уравнением

с dr nmhnRi д

Здесь и - число нагнетательных скважин.

Тогда коэффициент охвата вытеснением по площади составит

= (9)

Для пары нагнетательной и эксплуатационной скважин (и = 1) ИЗ уравнения (9) получаем Е = .

Из уравнения (9) следует, что эффективность охвата вытеснением по площади возрастает с увеличением числа нагнетательных скважин. Сказанное справедливо и для случая, если эксплуатационные и нагнетательные скважины (см. рис. 81) поменять местами.

М. Маскетом также показано [46], что если нагнетательные и эксплуатационные скважины соответственно в количестве тип (т <; п) расположены на концентричных окружностях с отношением

радиусов = 2?о> то коэффициент эффективности вымывания

будет

Л§(/?г-1) L п + 2 п-2

; п+2. (10)

При i?o > 1 уравнение (10) переходит в (9). Однако при умеренных значениях Rq ж п формулы (9) и (10) дают различные величины

коэффициента охвата вытеснением по площади для соответствующих схем размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин. Например, при 7?ц= 5, п - 3 согласно уравнению (10) получаем Е = 0,508, а уравнение (9) дает Е = 0,60. Это объясняется наличием «языков», вызванных работой нагнетательных и эксплуатационных скважин, - в нервом случае и наличием «языков», вызванных работой только нагнетательных скважин, - во втором случае.

При /?о = 10, п = 3 уравнение дает Е - 0,574. Следовательно, эффективность вымывания при размещении скважин в виде двух концентричных батарей возрастает при увеличении расстояния между эксплуатационными и нагнетательными скважинами.

В. Херст и Ван Эвердинген [46] провели исследование эффективности вытеснения при размещении эксплуатационных и нагнетательных скважин по схеме, изображенной на рис. 82, где нагнетательные

Рис. 81. Эксплуатационная (нагнетательная) скважина и батарея нагнетательных (эксплуатационных) скважин

В------Рис. 82. Схема расположения цепочки нагнетательных и двух цепочек эксплуатационных скважин

скважины заложены вдоль центральной оси складки, а эксплуатационные скважины - по обе стороны от ряда нагнетательных скважин, или же наоборот. Линии АА и ВВ изображают границы пласта. Вследствие симметрии геометрия рассматриваемой схемы размещения скважин характеризуется отношениями L/W и D/W.

Результаты расчетов Херста и Ван Эвердингена представлены на рис. 83 и 84 для D/W = 1,25 и 1,75 соответственно, причем в каждом случае L/W = 1,75. На рис. 83 и 84 приведены карты изобар р и линии тока г); и показаны положения границы раздела «жирный газ-сухой газ». Показаны также значения доли жирного газа в отбираемой продукции, общего добытого количества жирногогаза и расход сухого газа, деленные на начальные запасы газа в пласте.

Положение границы раздела определялось в соответствии с картой изобар. Доля жирного газа в продукции скважин в каждый момент времени после прорыва сухого газа определяется долей площади вблизи эксплуатационной скважины, занятой жирным газом [1 ]. До прорыва сухого газа в эксплуатационные скважины добыча жирного газа равняется объему закачки сухого газа в пласт. Рассматриваемые результаты расчетов снова подтверждают вывод об

Рис. 83. Расчетные кривые распределения давления р и линий тока «р, а также фронта нагнетаемого газа при LjW = 1,75 и DIW= 1,25 [46]:

1 - нагнетательвая скважина; 2 - доля жирного газа в дебите скважины; 3 - эксплуатационная скважина; 4 - текущая кондеясатоотдача пласта; 5 -отношение количества закачанного сухого газа к начальным запасам газа в пласте

Рис. 84. Параметры процесса обратной закачки газа для случая, когда LIW = = Z)/W= 1,75 [46]. Обозначения те же, что ва рис. 86