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

ляется коэффициентом плотности у;, который можно определить по составу газа и коэффициенту отклонения.

Член (/5 Д)ср обозначает среднее от/5 согласно определению

На его основе построен пересчет добытой резервуарной (товарной) нефти в эквивалентную остаточную нефть. Этот расчет получен из данных коэффициента пластового объема жидкости при дифференциальном и мгновенном выделении газа из раствора.

Предполагается, что мгновенное выделение газа из нефти повторяет естественный комплексный процесс сепарации газа в промысловых сепараторах.

Уравнение (1) дает

Это--общее уравнение материального баланса, дающее величину первоначальной остаточной нефти. Все данные p-v-T относятся к дифференциальному выделению газа, за исключением коэффициента yj и {Р0)ср. Для пересчета в эквивалентную

«товарную» нефть L типа добываемой первоначально отметим, что

ЬЖЩг- (4)

Уравнение (3) можно переписать:

-S-yiP.-P)

где 5, /5, Si, относятся к единице объема товарной нефти, добытой первоначально, хотя основные данные все же относятся к процессу дифференциального выделения газа.

1 Данные дифференциального выделения газа- относятся к температуре подземного резервуара; мгновенное выделение газа согласно уравнению (2) должно предваряться дифференциальным выделением при температуре пласта до соответствующего давления; затем следует мгновенное выделение газа до атмосферного условия (в мернике).

8.-8-уф.~Р)

где /?-суммарный газовый фактор (нетто).

Уравнения (6) и (7) представляют собой основные «уравнения материального баланса», применимые к анализу разработки нефтяных месторождений. Они охватывают несколько рядов отдельных величин. Первый ряд величин состоит из членов у, Р и8, которые можно определить лабораторным путем на образцах пластовых жидкостей; у можно получить также вычислением, воспользовавшись уравнением

У(Р)-Ф; (8)

где р ~ пластовое давление в произвольный момент; Тг - пластовая температура; Та, Ра - окружающие или принятые поверхностные температура и давление, а Z - коэффициент отклонения; последний можно вычислить из состава газа или плот-кости, если они известны, а также из поправочных диаграмм.

Суммарная нефтеотдача Q, суммарный газовый фактор /? и пластовые давления, с ними связанные, представляют основные рабочие данные, определяющие запись режима нефтеотдачи. В дополнение необходимо знать общий отбор воды, который входит неявно в член W, показывающий поступление воды в пласт для тех же интервалов времени, для которых записаны Q, /? и пластовые давления.

Первоначальное количество дегазированной нефти в пласте Ly объем первоначальной газовой шапки Vri, если таковая

Если допустить, что коэффициент при Q {ур - S) равен единице, и ввести величину суммарного газового фактора /?, измеренного обычным способом, то получится

= s.-S-yiP.-P) •

Нет основания считать, что системы природного газа и сырой нефти строго удовлетворяют допущению о равенстве единице коэффициента для Q в уравнении (5). Ввиду того, что

в уравнении (5) имеются и другие приближения, а функции Р и Pf определяются экспериментально параллельным путем, для практических целей достаточно иметь упрощенный вид уравнения (6). Если нагнетаемый газ должен смешиваться с газом, выделяющимся из раствора или первоначальной фазы свободного газа, то различить yj от у невозможно. В этом случае нагнетаемый газ может быть вычтен из отбираемого при эксплуатации, и уравнение (6) следует переписать в таком виде:

1 Иной вид уравнения (7), где переменная неизвестная функция есть наличное пластовое содержание свободного газа V, в стандартных условиях следующий:

== "/iri +LiS..-S + y - Pi)] -QGr- 5),

который приводится к виду V = у + L5 - р {L - Q)], если отсутствует поступление воды в пласт извне.

* Основным допущением, на котором базируются все математические ©бработки пластовых данных, является местное термодинамическое равновесие между газовой и жидкой фазами. При использовании уравнения материального баланса делается дополнительное допущение о равновесий давления и однородности (или состояния истощения) между различными елоями коллектора с различной проницаемостью, которые дренируются одноеременно системой эксплуатационных скважин.

имеется, являются неизвестными пластовыми постоянными; W представляет прогрессивно возрастающую, но неизвестную функцию времени , если только где-нибудь в пласте нет естественного поступления воды. Если же в нефтяной пласт вода нагнетается преднамеренно, то расход этой закачки также выражается членом Wy который становится тогда известной функцией. Необходимо отметить, что в дополнение к принятым допущениям уравнение (7) основано на представлении о пласте как непрерывном и однородном резервуаре, содержащем углеводороды, и где газ и нефть находятся в постоянном равновесии .

Пластовые давления в уравнении (7) относятся к строга однородным давлениям в подземном резервуаре. Допускается,

что отборы жидкостей, представленные через Q и /?, распределены равномерно по всему пласту. Приток воды 1 и закачку газа, включенную в /?, необходимо рассматривать как факторы, влияющие на весь пласт в целом. Не учитывается использование скважин как источников для отбора или закачки жидкостей и градиентов естественного давления, связанных с притоком жидкости к скважинам. Не приняты во внимание эегиональные изменения давления по пласту вследствие разницы в истощении последнего на отдельных участках или неоднородности распределения внешних источников энергии, например, краевых вод. С изменениями давления связана также неоднородность значений параметров жидкостей S, и у.

Исходя из этих соображений, при решении уравнения (7) должны приниматься средние давления. Для простоты берут средние эквиваленты для 5, j3 и у, соответствующие средним давлениям. Взятые данные не должны являться просто среднеарифметическими величинами отдельных измерений на скважинах. Средние давления должны быть интегрированными средневзвешенными величинами, исходя из площади дренажа коллектора, необходимой для скопления возможных к извлечению пластовых жидкостей. Полученные давления должны быть снивеллированы и связаны с величиной суммарной отдачи