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

Приведенные уравнения для разных интервалов времени обладают непрерывностью в граничных точках каждого интервала.

В предельном случае однородного пласта Ь -»- О и г - I. Тогда уравнения (23)-(27) записываются в виде:

Яжг(0 = 1, pfcSs(*) = <?«. V«r = sf;

s-st

1, йжг it) = e- =F (St); (29)

»-t<

1жг (Г) = 1 - (1 -s) e = 1 - (1 - s) (sF). В уравнениях (29)

*n Smhs

Если принять, что s = 1, то уравнения (23)-(27) приводятся к виду:

Лжг(0 = 1, Кжг(0= 7/ ;

lrr; Лжг(0=р4г(-=--1); (30)

«r(F)=-(i-4r + ig"i);

Fr; ?жг(F) = 0, F«r(F)=l.

Для промежуточного интервала времени величины V.t и связаны непосредственно с Лж. г следующим выражением:

(31)

На рис. 87 представлены зависимости содержания жирного газа в продукции скважины и суммарной добычи его (в долях) от общего количества прокачанного через пласт сухого газа при s = 0,60; 0,75; 0,90 и г = 1; 10; 100. Когда г = 10, то отношение максимального значения коэффициента проницаемости к его минимальному значению равно 10, а при г = 100 это отношение равно 100. Случай, когда г = 1, соответствует однородному по коллекторским свойствам пласту.

По оси абсцисс откладывается отношение суммарного прокачанного сухого газа к общему газонасыщенному объему залежи {Q =

= --т) Крестики на рис. 90 соответствуют первому прорыву сухого газа в эксплуатационные скважины по наиболее проницаемым пропласткам. Кривые для г = 1 отражают принятую функциональную зависимость для F.

Из приведенного рис. 90 следует, что в однородном пласте прорыв сухого газа происходит в момент, когда доля прокачанного газа

равна эффективности вытеснения s. При г = 10 прорыв сухого газа в эксплуатационные скважины происходит тогда, когда доля прокачанного сухого газа достигнет 23,4; 29,3 и 35,2% соответственно при S = 60, 75 и 90%. Это означает, что в неоднородном пласте прорыв сухого газа происходит в гораздо более ранние моменты времени. Естественно, что приведенные величины 23,4; 29,3; 35,2% характеризуют также суммарную добычу жирного газа до момента первого прорыва сухого газа в эксплуатационные скважины.

Для г = 100 до прорыва сухого газа удается извлечь жирного газа соответственно 12,9, 16,1 и 19,4% от первоначального его содержания в пласте.

0.2 0.3 0.U 0,6 0.81 г 3 >

5 8 Ю го 3D

Рис. 87. Расчетные кривые изменения относительного содержания яшрного газа в продукции скважин, а также конденсатоотдачи пласта в зависимости от отношения объема закачанного газа к общему газонасьицен-ному объему в случае слоистой модели пласта:

I - а = 0,90; II - S = 0,75;

III - S = 0,60 1 - относительное содержание жирного газа; 2 - относительная суммарная добыча жирного газа

ЕЕ] ЕЗ

Прорыв сухого газа по наименее проницаемым пропласткам при г = 10 происходит при суммарном количестве прокачанного сухого газа 2,34; 2,93 и 3,52 объема норового пространства залежи соответственно при S = 0,60; 0,75 и 0,90. К этому времени содержание жирного газа в продукции залежи составит 7,41; 3,70 и 1,23%. Общая же добыча жирного газа к этому моменту достигнет соответственно 92,2; 97,2 и 99,56% от начальных запасов жирного газа в пласте. При г = 100 объем переработанного газа к моменту прорыва газа по наименее проницаемым пропласткам составит 12,90; 16,12 и 19,35 порового объема залежи при s = 0,60; 0,75 и 0,90. К этому времени добываемый газ будет содержать 0,68; 0,33 и 0,11% жирного газа. Общая добыча жирного газа при этом составит 96,1; 98,6 и 99,99% от начального его содержания в пласте.

Из приведенных результатов видно существенное влияние неоднородности пласта на эффективность обратной закачки газа. Стремле-11119 к получению значительных величин коэффициента конденсатоотдачи приводит соответственно к возрастанию, в основном, эксплуатационных расходов в связи с существенным увеличением продол-

жительности периода закачки сухого газа. Поэтому оптимальная добыча конденсата определяется технико-экономическими расчетами.

При определении времени окончания процесса рециркуляции газа необходимо учитывать, что не весь оставшийся в пласте конденсат будет потерян. При дальнейшей разработке месторождения на истощение будет добыто еще некоторое количество конденсата.

Итак, в данном параграфе показана приближенная методика учета влияния неоднородности пласта на эффективность разработки газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления закачкой сухого газа с целью извлечения конденсата.

Для практического применения этой методики необходима статистическая обработка кернового материала с целью определения функции, например, распределения проницаемости. При наличии такой функции составляется расчетная модель пласта. На электрическом интеграторе или ЭВМ определяются характер зависимости (1) и коэффициент эффективности вытеснения по площади жирного газа сухим. После этого определяются изменение во времени доли жирного газа в продукции залежи, общая величина добычи жирного газа (конденсата) и коэффициент конденсатоотдачи при различных объемах аакачки сухого газа. На основе технико-экономических расчетов определяется наилучший вариант процесса рециркуляции газа.

Вместе с этим необходимо иметь в виду следующее.

Проведение расчетов но изложенной методике приводит к результатам, справедливым не для рассматриваемой залежи, а для ее схемы. Это связано прежде всего со схематизацией фильтрационных потоков и неоднородности пласта. При расчетах приближенно учитывается реальное распределение давления в пласте, вызванное работой произвольно расположенных, разнодебитных скважин в неоднородных по коллекторским свойствам залежах произвольной конфигурации. Следовательно, эти расчеты не позволяют ответить на вопросы о реальном движении границы раздела между жирным и сухим газом, об изменении во времени доли жирного газа в продукции отдельных скважин и т. д. Поэтому при таких расчетах трудно учитывать возможность регулирования процесса движения границы раздела.

Из изложенного следует, что рассматриваемая методика позволяет найти интересующие нас показатели процесса закачки сухого газа лишь в среднем для залежи и ее продукции. Эти усредненные данные являются достаточными для проведения указанных технико-экономических расчетов, выбора системы обустройства промысла, обеспечивающего максимальное извлечение конденсата из продукции скважин.

§ 6. Определение показателей разработки газоконденсатного месторождения при поддержании пластового давления путем законтурного заводнения

Помимо обычных, уже отмечавшихся показателей, при проектировании разработки газоконденсатного месторождения с поддержанием