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

рывно меняется (фиг. 184), а газоконденсатный фактор растет, пока не будет достигнуто давление, соответствуюихее максимуму ретроградной конденсации.

Состав пластовой жидкой фазы также непрерывно меняется, так как к ней добавляются тяжелые фракции остаточного газа (фиг. 183), адсорбировавшиеся на породе. Количество вы1павшей углеводородной жидкости вследствие истощения давления в пласте может достигать 30-60% от первоначального ее содержания. При этом теряется больше тяжелых, чем промежуточных углеводородов, хотя значительную часть последних можно отбирать Б сепараторах при условии, что добываемая жидкость не перерабатывается на газолиновых установках. Потери в пласте возрастают, очевидно, по мере увеличения содержания тяжелых компонентов в жирном газе.

При описании конденсатных пластов по аналогии с системами «сырая нефть - природный газ» пользуются терминами газонефтяной и газоконденсатный фактор, но последние недостаточно точны для детальной промышленной характеристики залежи. Состав добываемого газа и жидкой фазы меняется на протяжении всего периода разработки и зависит от условий сепарации. Более удовлетворительное описание содержимого конденсатного пласта и его добычи основывается на составе пластовых жидкостей. Процесс получения конденсата при естественном истощении пластового давления можно выразить через суммарную добычу отдельных компонентов или соответствующих .групп их в зависимости от пластового давления.

Для практических целей динамическое поведение конденсатного пласта можно считать тождественным с режимом нормального газового пласта, т. е. суммарная молевая добыча углеводородов уменьшается приблизительно линейно с падением пластового давления [уравнение 10.3 (2)".

Предупреждение ретроградных потерь более тяжелых компонентов в пласте в результате падения давления можно получить поддержанием пластового давления при помощи обратной закачки газа. Когда в пласт нагнетается обратно добытый газ, но •уже лишенный своего жидкого содержания, такой процесс называется «циркуляцией газа». При проектировании процесса циркуляции необходимо выбрать такое распределение скважин, которое дало бы эффективное вытеснение жирного пластового газа нагнетаемым сухим газом. Сетка скважин в принципе должна соответствовать основной геометрии пласта.

Теоретический анализ простых систем размещения скважин показывает порядок величины эффективности вытеснения, которую можно получить в том или ином случае, а также основные факторы, управляющие эффективностью вытеснения. По аналогии с такой же задачей при вторичной эксплуатации эффективность вытеснения определяется как часть продуктивной площади, где проводится циркуляция газа, охваченная вытеснением к моменту первого прорыва в скважины сухого газа.

Когда пласт можно рассматривать как прямоугольную площадь, то наиболее эффективным методом разработки его при; циркуляции газа является вытеснение «от края до края» залежи. При этом нагнетательные скважины размещаются по одной стороне, а эксплуатационные скважины по другой стороне пласта. Для однородной пористой среды бесконечной протяженности часть площади между скважинами, охваченную вытеснением к моменту первого поступления сухого газа в эксплуатационные скважины, можно получить аналитическим путем [уравнение 10.5 (4)].

Найдено, что площадь, не охваченная вытеснением, не зависит от расстояния между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, пока это расстояние равняется половине интервала между скважинами одного профиля или превышает его [уравнение 10.5(5)]. Отсюда следует, что эффективность вытеснения растет с расстоянием между рядами нагнетательных и эксплуатационных скважин при неизменном расстоянии между скважинами одного вида. Этот вывод обладает значительной общностью и подтверждается для размещения скважин с бесконечной линией напора. Размещение скважин для процесса циркуляции газа, где нагнетательные скважины размещены на равном расстоянии по круговому контуру, а в центре залежи расположена одна эксплуатационная скважина, или же наоборот, обладает эффективностью вытеснения, которая выражается отношением числа скважин, расположенных по кольцу, к этому же числу + 2 [уравнение 10.5 (10)]. Эффективность вытеснения быстро приближается к единице по мере увеличения числа скважин по кольцевому контуру. Если нагнетательные и эксплуатационные скважины размещены по концентрическим окружностям с равным и равномерным угловым расстоянием [уравнение 10.5 (11)], получаются аналогичные, хотя и более сложные, результаты.

Можно получить также аналитические решения для двустороннего размещения процесса циркуляции с нагнетательными скважинами, расположенными вдоль осевой линии, и эксплуатационными скважинами на противоположных параллельных сторонах прямоугольной залежи или же наоборот. При этом можно получить различный эффект в зависимости от расстановки эксплуатационных скважин (или нагнетательных скважин) на различных расстояниях от контура с учетом площади продуктивного пласта конечной протяженности. Так, суммарная эффективность вытеснения увеличивается от 36,9% при расположении эяда эксплуатационных скважин от центральной нагнетательной линии на расстоянии, равном 57% половины ширины пласта, до 74,1%, когда эксплуатационный ряд скважин размещен вдоль естественных контуров пласта. Вычисление состава добываемой жидкости после прорыва сухого газа показывает, что содержание жирного газа резко падает и достигает значения 15% от добычи комплексной пластовой жидкости ко времени, когда количество общего переработанного газа равно примерно 1,3 пластового углеводородного порового объема (фиг. 191).

Общее количество переработанного газа к моменту прекращения процесса циркуляции, соответствующего добыче с 15% содержания жирного газа в пласте, не зависит так резко от размещения эксплуатационных скважин. Однако общая добыча жирного газа возрастает с 64 до 96%, если эксплуатационные скважины передвинуть к границе пласта от их начального расстояния от нагнетательных скважин, на 57% половины ширины пласта (фиг. 192).

Размещение скважин для процесса циркуляции при более сложной геометрии пласта можно изучать эффективно лишь при помощи электролитических моделей.

Наибольшей точностью и гибкостью обладают потенциоме-трические модели. На последних можно определять фронт продвижения нагнетаемых в пласт жидкостей для систем с различной мощностью и проницаемостью почти так же легко, как и для систем со строго однородными характеристиками. Глубина электролита в потенциометрических моделях устанавливается пропорциональной произведению проницаемости и эффективной мощности продуктивного горизонта в соответствующей точке естественного пласта [уравнение 10.6 (5)]. Помещая в электролитическую ванну электроды входного и выходного тока геометрически подобно размещению нагнетательных и эксплуатационных скважин, можно получить распределение напряжения в медали пропорционально эффективной функции потенциала, выраженной интегралом давления - отношения плотности жидкости к ее вязкости [уравнение 10.6 (4)]. Местные скорости жидкости будут пропорциональны градиентам напряжения по линиям тока. Последние измеряются при помощи четырехзондового электрода; два зонда устанавливаются по эквипотенциалу, а другая пара, нормальная к первой, расположена по линии тока. Приращения времени для движения жидкости вдоль линий тока прямо пропорциональны произведению плотности газа и пористости вытеснения и обратно пропорциональны проницаемости и градиенту напряжения.

На практике изменения проницаемости не учитываются, и мощность электролитической ванны делается геометрически подобной изопахитам пласта.

Изменение плотности газа влияет на характер движения в пласте нагнетаемого агента, но оно становится в основном важным фактором в призабойной зоне нагнетательных и эксплуатационных скважин и обычно не учитывается. Модели этого типа использовались при определении оптимума размещения скважин в процессе циркуляции газа, а также при истолковании наблюдений за осуществлением этого процесса в естественных м есто р ожд е я и я х.

Вообще можно найти такое размещение скважин, при котором эффективность вытеснения составляет 60-80% площади, подлежащей вымыванию газом, и которое не является чрезмерно