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 ] 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200

Уравнения (3) и (4) указывают скорее на максимальные возможности гравитационного дренирования, чем служат формулами для количественных оценок величины последнего.

Изменчивость проницаемости по вертикали и неоднородность продуктивного коллектора значительно уменьшают эффективность гравитационного дренирования. Они нарушают горизонтальность плоскости контакта газ - нефть. Избыточное гравитационное дренирование в пласте с высокой проницаемостью вызовет очевидный проскок газа в скважины, расположенные вниз по падению пласта, а также выпуск газа из газовой шапки. Если нельзя установить точно залегания этого пласта и изолировать его, то без полного закрытия скважин с прорывом газа использование замедленного гравитационного дренирования в менее проницаемые части пласта не представляется возможным.

Приведенные рассуждения имеют лишь качественные значения. Все же уравнение (3) указывает на относительное влияние физических пластовых параметров. Роль наклона структуры дается членом зтв. Относительные величины этого фактора для =5°, 10, 15 и 20 будут соответственно 1; 3,97 8,82 и 15,4.

Если бы в предыдущем примере падение пласта было 5° вместо 20°, то максимальный расход при гравитационном дренировании нефти был бы лишь 0,81 м)сутки/га, а соответствующая скорость падения контакта газ - нефть уменьшилась бы до 0,00082 м./сутки.

Основная действующая сила Лу определяется в значительной степени плотностью сырой нефти и давлением. Она непрерывно уменьшается с уменьшением плотности нефти, но повышается со снижением пластового давления. При 205 ат она колеблется примерно от 0,8 для нефти уд. веса 1 до 0,35 для нефти уд. веса 0,777. При 6,8 ат соответствующие значения Лу приближенно 0,95 и 0,70. Таким образом, весь интервал изменений Лу, который может встретиться на практике, составляет величину порядка 3.

Комплексный член y/i, который включает все члены, зависящие от давления, может колебаться в пределах порядка 500 для различных систем пластовой жидкости в зависимости от плотности нефти и давления.

При всех давлениях он повышается с уменьшением плотности нефти примерно от 0,01 для сырой нефти уд. веса 1 до 1,4 для нефти уд. веса 0,777 при давлении 205 ат. Для нефтей с высоким уд. весом он заметно уменьшается с падением давления, для нефти уд. веса 1 ири 6,8 ат примерно со значением 0,0025. Для нефтей уд, веса 0,823 или меньше может наблюдаться медленное снижение этого члена с убыванием давления, или даже незначительный рост его при промежуточных давлениях по сравнению с крайним значением 205 ат и 6,8 ат. Что касается самих Пластовых жидкостей, то максимальные скорости гравитацион-

ного дренирования гораздо выше для малых, чем для высоких плотностей нефти. Эти скорости не чувствительны к изменению пластового давления для нефтей с малой плотностью. Более высокие давления позволяют иметь большие скорости дренирования нефтей с высокой плотностью, но они все же слишком малы, чтобы иметь большое практическое значение.

Проницаемость для нефти кн также имеет широкий интервал колебаний. Ее значение для известных нефтяных подземных резервуаров колеблется примерно в 1000 раз. При нерегулируемом отборе нефти коэффициент подвижности (ки/рн) влияет одинаково на отбираемый дебит и скорость гравитационного дренирования.

Влияние гравитационного дренирования на общий режим пласта определяется именно относительной величиной этих скоростей, и отношение «проницаемость - вязкость» не имеет большого значения для постоянных структурных условий и эксплуатации скважин в открытую. Если же отбираемые дебиты строго ограничены независимо от продуктивной способности нефтяного коллектора, то отношение «проницаемость - вязкость» может стать контролирующим фактором при эксплуатации.

При постоянной величине дебитов из данного пласта замещение отбираемой нефти при гравитационном дренировании прямо пропорционально knlfa. То же самое рассуждение приводит к выводу, что если /н н не слишком мало, можно получить положительный эффект от гравитационного дренирования путем ограничения отборов из скважины до величины, сравнимой с питанием резервуара дренированием под влиянием силы тяжести.

7.15. Процесс нефтеотдачи при гравитационном дренировании и расширении газовой шапки. Можно построить ряд уравнений, формально описывающих процесс нефтеотдачи для пластов с расширением газовой шапки, аналогичных отдельным дифференциальным уравнениям, рассмотренным в параграфах 7.3-7.8. Однако эти уравнения так сложны, что требуется проведение весьма трудоемких численных расчетов для получения количественных результатов. Кроме того, они страдают неясностью в отношении проницаемости, которая необходима при подсчете времени перемещения поверхности раздела газ - нефть.

Поэтому настоящий разбор ограничивается общим аналитическим выражением процесса расширения газовой шапки как функции суммарной нефтедобычи. Элемент времени не учитывается.

Отбираемые дебиты и их распределение таковы, что позволяют иметь непрерывное и равномерное перемещение раздела газ - нефть; при этом не происходит утечки газа из газовой шапки сквозь нефтяную зону вниз по падению пластов. Остаточную нефть в расширившейся газовой шапке следует скорее

рассматривать как результат механизма гравитационного дренирования, чем вытесняющего действия растворенного газа.

Фиг, 121.

Если изобразить схематично подземный резервуар с газовой шапкой и нефтяной зоной (фиг. 122), то содержание газа в газовой шапке в любое время можно выразить следующим образом:

G=hi[y{l- в) - гС] +(h-hi)[y{l~ Qb) - QurC] =

hi[y,{\- Q,) - QuiCi]+rPr; с - - S, (1)

где hi - начальная средняя толща газовой шапки, выраженная частью общего газового и нефтяного горизонта;

h - ее парциальная толща на любой стадии разработки; нг-начальное парциальное насыщение дегазированной нефтью в газовой

шапке; нг - насыщение остаточной дегазированной нефтью в газовой шапке после ее дренирования; Рг- общий отобранный газ;

г - часть добытого газа, возвращенная в газовую шапку; у, и в имеют свое обычное значение. Р1ижний показатель i обычно выражает начальные значения. Принимается, что нефтяная зона первоначально была полностью насыщена. Следует ожидать

Фиг. 122.