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

с малой вязкостью неизбежно опережает нефть, в результате этого насыщение породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость их в зоне проникновения газа непрерывно меняется. Чем больше вязкость нефти, тем на большее расстояние от начального газо-нефтяного контакта распространяется процесс совместного движения нефти и газа с постепенным возрастанием со-держанпя последнего в потоке. В конечной стадии при значительной остаточной нефтенасыщенности пород в пласте движется один газ. Если условия благоприятны для проявления энергии газовой шапки, нефтеотдача при вытеснении нефти газом все же достигает 60%. Столь высокие коэффициенты нефтеотдачи обычно характерны для залежей, где имеются условия для гравитационного разделения нефти и газа, т. е. в структурах с крутым падением пластов, сложенных высокопроницаемыми однородными породами.

Прп гравитационном разделении нефти и газа замедляется рост газонасыщенности породы в нефтяной части залежи.

Если объем свободного газа небольшой, пластовое давление быстро падает на значительную величину ниже давления насыщения и механизм вытеснения становится таким же, как и при режиме растворенного газа.

Практически нефтеотдача пластов при вытеснении нефти свободным газом чаще всего не превышает б0%, что обусловлено небольшой вязкостью газа, неоднородностью естественных пластов и частичным выделением газа из нефти в связи с падением пластового давления. Последнего можно избежать, если в газовую шапку нагнетать газ с поверхности, чтобы искусственно поддержать пластовое давление на высоком уровне.

§ И. ГАЗООТДАЧА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Коэффициент газоотдачи газовых и газоконденсатных пластов, как правило, выше, чем коэффициент нефтеотдачи по ряду причин. В отличие от нефти газы слабо взаимодействуют с поверхностью пористой среды, обладают небольшой вязкостью (в сто и более раз меньшей, чем вязкость легких нефтей), вследствие большой упругости сжатый газ всегда обладает запасом энергии, необходимой для фильтрации в пористой среде вплоть до падения пластового давления до значений, близких к атмосферному. Поэтому газоотдача газовых залежей может достигать 90-97%. Однако следует учитывать, что величина газоотдачи зависит от множества факторов и практические пределы изменения ее значения для различных коллекторов достигают 50-97%.

Одним из факторов, от которого зависит газоотдача, является остаточное давление в пласте в конечной стадии эксплуатации. При чисто газовом режиме залежи пластовое давление непрерывно падает, но приток газа в скважины, если они не обводнены, может происходить до тех пор, пока давление не снизится до значений,

близких к атмосферному. Дебиты скважин при этом становятся низкими и в соответствии с технико-экономическими условиями эксплуатации величина остаточного давления (Рост) иногда выбирается более высокая, чем та, которая будет в пласте при атмосферном давлении на устье скважин. Месторождения с большими запасами газа целесообразно эксплуатировать до более низких остаточных давлений, чем залежи с малыми запасами.

В залежах с высоким пластовым давлением относительное количество газа, остающегося в коллекторе при одних и тех же значениях Р(,„, меньше, чем в залежах с малым пластовым давлением. Поэтому величина фактической газоотдачи зависит от пластового давления.

Эффективность эксплуатации газовых месторождений, так же как и нефтяных, в значительной степени зависит от степени неоднородности пород. Считается, что при неравномерной и низкой проницаемости пород, линзовидном залегании коллектора с многочисленными разрывами и экранами при пластовом давлении ниже 5 МПа газоотдача не превышает 70 -80%.

Эксплуатация гаэовых и газоконденсатных месторождений сопровождается продвижением пластовой воды в газонасыщенную часть залежи. При этом в обводненной части пласта остается защемленный газ, объем которого зависит от свойств коллектора и условий обводнения пласта.

При разработке газовых месторождений с водонапорным режимом в общем случае наблюдаются различные периоды процесса вытеснения газа водой - безводный (при постоянстве давления в заводненной зоне), смешанный и период снижения давления от начального до конечного. Имеется значительный экспериментальный материал, который позволяет судить об эффективности вытеснения газа воДой в условиях постоянного давления в заводненной зоне [48].

Вытеснение газа водой при постоянном давлении в заводненной зоне проходит аналогично вытеснению нефти водой. Наибольшая остаточная газонасыщенность наблюдается в известняках и доломитах, наименьшая - в песках. С ростом поверхностного натяжения воды коэффициент газоотдачи уменьшается. Проницаемость пород по некоторым данным сравнительно мало влияет на газоотдачу, а с увеличением пористости она возрастает. При вытеснении с постоянным давлением (т. е. когда в обводненной зоне газ не расширяется) коэффициент остаточной газонасыщенности не зависит от давления. С увеличением начальной газонасыщенности пласта эффективность вытеснения из него газа водой повышается.

В результате анализа значительного по объему экспериментального материала А. И. Ширковский получил следующую формулу для определения коэффициентов газоотдачи для случая вытеснения газа водой при постоянном давлении

р=(Ж)у:р, (VII.29)

где Р - отношение отобранных запасов газа к начальным в долях единицы;

рн - начальная газонасыш,енность в долях единицы; то - коэффициент абсолютной пористости пласта в долях единицы;

Оо и Но ~ отношение соответственно поверхностных натяжений и вязкости воды Рв и газа Нг при текущем давлении р на границе раздела газ - вода и начальном давлении jd„.

а„ = -; 110= . (VII.30)

V Иг /Рн

Коэффициент остаточной газонасыщенности, представляющий собой отношение объема порового пространства, занимаемого газом в момент прорыва воды к выходному концу модели, к объему порового пространства модели

рн. (VII.31)

Интересно отметить, что по данным А. И. Ширковского уравнением (VII.29) можно пользоваться и для расчета коэффициентов нефтеотдачи при жестком водонапорном режиме.

По результатам обработки экспериментальных данных коэффициент остаточной нефтенасыщенности (если не учитывать измененпя поверхностного натяжения нефти) определяется соотношением

«и = [1 - {У"" • /Рнно] Рнн, (VII.32)

где а„ - коэффициент остаточной нефтенасыщенности в долях единицы;

Мв и Рн - коэффициенты динамической вязкости воды и нефти;

Рнн - начальная нефтенасыщенность, доли единицы.

Влияние ряда факторов на величину газоотдачи пласта остается недостаточно изученным. В литературе опубликованы противоречивые данные о влиянии скоростей вытеснения газа водой из коллектора на газоотдачу. По некоторым из них вначале с ростом скорости вытеснения газа водой быстро увеличивается эффективность процесса, а в дальнейшем повышение скорости влияет мало. По результатам других исследований остаточная газонасыщенность практически не зависит от скорости вытеснения газа водой. Для решения этой Задачи требуются дополнительные исследования. Есть основания полагать, что капиллярные силы (в особенности в условиях неоднородных пород) способствуют при небольших скоростях вытеснения значительному удлинению переходной (стабилизированной) зоны вода - газ, увеличению неоднородности пород в этой зоне по водогазонасыщенности и приводят таким образом к уменьшению эффективности процесса при низких скоростях вытеснения газа во-