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

увеличении эффективности охвата вытеснением по площади при увеличении расстояния между рядами эксплуатационных и нагнетательных скважин. Так, для схемы размещения скважин, приведенной на рис. 83, коэффициент эффективности вытеснения по площади оказался равным Е = 0,492, а для схемы, изображенной на рис. 84, Е = 0,741. Если DIW = 1,0 и LIW = 1,75, то значение Е уменьшается до 0,369 или составляет около половины величины £*, когда DIW = 1,75.

а 10 «1 >? 0,8 0.6

5 5f

O.if

0,Z 0,4 0.6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0

Рис. 85. Зависимость доли жирного газа в продукции (от начального содержания) от отношения количества закачанного сухого газа 9зак к начальным запасам газа в пласте зап [461:

/ -D/W=1,0; /Г - В/И= 1,25; /IZ - D/W= 1,5; IV -ЛДГ=1,7

Везде L/W=1.75

Зависимость доли жирного газа в продукции от объема прокачки сухого газа для систем с различными параметрами размещения скважин, изображенных на рис. 83 и 84, представлена на рис. 85. Из рис. 85 следует, что после прохождения через пласт сухого газа в объеме, равном первоначальным запасам, в продукции остается от 19 до 36% жирного газа для различных параметров рассматриваемой системы размещения скважин.

о 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 Q,./Q.

Рис. 86. Зависимость доли отобранного количества жирного газа (от начальных его запасов) от отношения количества закачанного сухого газа к начальным запасам газа в пласте „[46]. Обозначения те же, что и на рис. 85

лак/"зал

На момент времени, когда в продукции остается 15% жирного газа, через пласт будет прокачано сухого газа 1,26; 1,33; 1,46; 1,35 от первоначальных запасов газа в пласте для четырех случаев размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин (см. рис. 85).

Зависимость суммарной доли добытого жирного газа от прокачанного объема сухого газа для рассматриваемых четырех вариантов размещения скважин показана на рис. 86. Анализ этой зависимости показывает увеличение эффективности охвата вытеснением по площади при больших расстояниях между нагнетательными и эксплуатационными скважинами для схемы двустороннего размещения системы эксплуатационных скважин (рис. 86).

Описанные выше результаты носят в основном качественный характер, так как полученные решения предполагают пласт однородным по коллекторским свойствам, симметричное, упорядоченное размещение скважин и т. д.

Аналитическое исследование эффективности охвата вытеснением по площади для других схем размещения скважин встречает значительные, а нри учете реальных особенностей месторождений - непреодолимые математические трудности. Аналитические исследования не позволяют также ответить на вопрос об изменении состава продукции скважин после прорыва сухого газа. Поэтому исследование эффективности вытеснения по площади, определение наилучшей схемы размещения скважин с учетом неоднородности пласта но коллекторским свойствам и его реальной конфигурации выполняются на ЭВМ с использованием численных методов или на электрических моделях.

При помощи ЭВМ или электрических моделей можно определять распределение давления в пласте при фильтрации газа и в случае, когда процесс распределения давления в пласте нестационарный (при неравенстве объемов закачиваемого и отбираемого газа); можно также учесть изменение коллекторских свойств пласта по площади залежи, особенность конфигурации залежи и размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин. При необходимости можно учесть различие вязкостей жирного и сухого газа, реальные их свойства.

При применении ЭВМ или электрических моделей рассматриваются различные варианты но числу и размещению систем эксплуатационных и нагнетательных скважин с учетом имеющегося фонда пробуренных на залежь скважин. По результатам расчетов строятся карты изобар, определяются положения границы раздела жирный газ-сухой газ в различные моменты времени. После прорыва сухого газа в эксплуатационные скважины вычисляется изменение во времени доли жирного газа в продукции скважин и залежи в целом. Данные моделирования позволяют установить коэффициент эффективности охвата вытеснением по площади, зависимость добычи жирного газа и потерь его в пласте от суммарного количества прокачанного через пласт сухого газа. В результате получаются исходные данные, необходимые для дальнейших технико-экономических расчетов и выбора наиболее эффективного варианта закачки сухого газа.

Отметим некоторые особенности размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин при обратной закачке газа. По эффективности вытеснения по площади жирного газа сухим вариант размещения эксплуатационных скважин на периферии залежи, а нагнетательных скважин в центре равнозначен варианту размещения нагнетательных скважин на периферии, а эксплуатационных в центре залежи. В ряде исследований предпочтение отдается первому варианту размещения скважин. При этом исходят из того, что закачиваемый сухой газ имеет меньшую плотность, чем жирный газ, находящийся в пласте. Считается, что различие в плотности способствует более равномер-

ному оттеснению жирного газа к периферии залежи. Однако этот вариант размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин можно рекомендовать лишь в случае «запечатанной» ловушки, при отсутствии контурных вод. Часто газоконденсатные месторождения имеют небольшие углы падения пластов. Тогда при небольшой мощности пласта едва ли можно ожидать решающего влияния разницы в плотности жирного и сухого газа на показатели закачки сухого газа.

При наличии контурных вод размещение эксплуатационных скважин на периферии залежи может привести к их преждевременному обводнению вследствие близости скважин к контакту газ-вода, неоднородности пласта и возможного неравномерного дренирования продуктивных отложений по мощности. Поэтому представляется более правильным располагать эксплуатационные скважины при наличии контурной воды в сводовой части месторождения.

При размещении скважин на площади газоносности нельзя не учитывать, что с окончанием закачки сухого газа нагнетательные скважины должны перейти в разряд эксплуатационных. И если нагнетательные скважины расположены вблизи контакта газ-вода (для увеличения эффективности обратной закачки газа), то при переводе этих скважин в эксплуатационные может произойти их быстрое обводнение.

По данным лабораторных экспериментов на модели пласта, Е. М. Минский и М. А. Пешкин приходят к выводу, что увеличение расстояния между эксплуатационными и нагнетательными скважинами может вызвать значительные потери давления и соответственно - конденсата. Особенно это касается пластов с низкими коллекторскими свойствами.

Исходя из всего изложенного, рекомендуется осуществлять площадную закачку газа с целью поддержания пластового давления в газоконденсатной залежи; нагнетательные скважины располагаются между эксплуатационными скважинами. При этом могут использоваться пяти-, семиточечные и иные системы размещения скважин (по аналогии с площадным заводнением нефтяных месторождений). Применение такого варианта может сократить, в частности, продолжительность периода обратной закачки газа. При подобной системе размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин наилучшим образом учитываются требования последующей разработки месторождения с целью добычи газа как товарного продукта.

Отмеченные выше расчеты (в общем случае с использованием ЭВМ или электрических моделей) позволяют выбрать вариант закачки сухого газа в случае, если продуктивный пласт достаточно однороден по мощности. Неоднородность пласта по мощности может существенно снижать эффективность процесса рециркуляции газа с целью извлечения конденсата. Это проявляется в преждевременном прорыве сухого газа в эксплуатационные скважины, в снижении доли жирного газа в продукции скважин и залежи, в увеличении суммарных объемов