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

1 Под «первичным», или ранним, этапом нефтедобычи надо понимать период, который начинается с открытия месторождения и продолжается до тех пор, пока первоначальные источники пластовой энергии одни не в состоянии поддерживать промышленно выгодных дебитов нефти.

2 Применялся также термин «репрессия». Теперь этот термин обычно применяется для закачки газа в пласт, в основном истощенный первичной эксплуатацией, т. е. к «вторичной эксплуатации». Кроме того, в противоположность операции по «поддержанию давления» эксплуатация месторождения без нагнетания жидкостей часто описывается чач нефтеотдача при «истощении давления».

марная нефтедобыча представляют отправную точку для неограниченного отбора нефти и убывающего дебита пласта.

Эквивалент времени легко рассчитать из дебитов в течение периода контроля за отбором нефти. Последующий процесс эксплуатации месторождения во времени можно подсчитать таким же методом, что и для пласта, дающего нефть бесконтрольно с самого начала разработки. Описанный метод можно применить также для установления изменения, со временем, давления и дебита в пластах, подвергающихся закачке газа.

Для определения зависимости «давление - нефтеотдача» при поддержании давления .можно ввести в уравнение (3) или (5) время, чтобы получить кривые падения давления и дебитов IB зависимости от времени, аналогично фиг, ПО. Этот метод может иметь осо-бое значение при оценке в проектировании закачки газа в пласты.

7.7. Закачка газа в пласты с газовой энергией; поддержание давления. Изучение подземных резервуаров с газовой энергией можно обобщить еще дальше для случая обратной закачки газа в продуктивный пласт на раннем этапе нефтедобычи \ Вновь вводится допущение, что можно пренебречь влиянием силы тяжести. Предполагается, что нагнетаемый газ распределяется и проникает равномерно по всему пласту, если в кем нет первоначально газовой шпанки, и в конце концов рассеивается по всей нефтяной зоне, даже если его закачивают непосредственно в налегающую газовую шапку. Закачку нагнетаемого газа можно представить себе как частичное или полное замещение отбираемого газа из пласта, связанного с добычей нефти.

Закачка газа в нефтяной подземный резервуар на раннем этапе добычи нефти обычно называется «поддержанием давления в пласте» нагнетанием газа .

Непосредственный возврат всего или части отобранного газа из пласта приводит к задержке падения пластового давления. Если в пласт нагнетается достаточно газа, то падение давления полностью приостанавливается и оно поддерживается на данном значении. Само по себе поддержание давления важно как средство продлить фонтанный период эксплуатационных скважин и поддержать их высокую производительность. Положительные стороны поддержания давления имеют большое значение. Когда поддержание давления предохраняет кривую зависимости

«давление - конечная нефтеотдача» от выполаживания так, что> Суммарная нефтеотдача )В013растает, процесс поддержания давления может быть оценен проще. Здесь рассматривается именно эта сторона проблемы.

Закачка выражается долей г--отобранного при эксплуатации и возвращенного обратно в пласт газа. Ооновное дифференциальное уравнение, аналогичное выведенному в параграфе 7.5., имеет единственное отличие, что Qr/Qu из уравнения 7.5 (3) заменено

= (5 + ау.)(1-г).

Уравнение для dqldp тогда определится из выражения

fr V a J

где обозначения приняты из уравнения 7.5(4).

Используя сплошную кривую (pig) на фиг. 94 и кривые на фиг. 95 и 81, а также долуская Н = Оу т. е. отсутствие первоначальной газовой шапки, получаем на фиг. 111 подсчитанное давление и газовый фактор для нескольких значений г. Кривые для г - О соответствуют фиг. 97. Соотношения отобранных газа и нефти подсчитаны согласно уравнению 7.5 (3).

Когда большая часть отобранного газа возвращается в подземный резервуар, падение давления замедляется, а нефтеотдача возрастает. Одновременно растут газовые факторы до повышенных максимальных значений.

На практике нецелесообразно продолжать эти операции при исключительно высоких газовых факторах. Поэтому значение г или количество возвращаемого газа должно изменяться, когда превышен экономический предел.

Фиг. 111 показывает, что для предела 3600 м/м необходимо изменить или закончить операции по обратной закачке газа, после добычи, составляющей 18,2% порового пространства, и падения давления до 93 ат. Если закачку газа прекратить полностью, то давление и газовый фактор соответствуют пунктирным кривым. Давление начинает круто падать, а газовый фактор снизится очень быстро после некоторого дальнейшего своего роста. При 7 ат истощения конечный дебит составит 19,3% порового пространства, а при атмосферном давлении19,6%. Если Же закачка продолжается с уменьшенным расходом в 80% воз-

врата от добычи газа \ то последующий процесс нефтеотдачи соответствует оплошным отрезкам кривых {IV).

Газовый фактор продолжает возрастать до 5960 м/м даже при полностью прекращенной закачке газа, но падение пластового давления проИсходит более постепенно. Суммарная нефтеотдача при 7 ат истощения составит 22,7% порового простран-

5760 217,6

sm 204,0

S0*f0 ЩЦ>

Ша 1768

Ъ ¥320% Щ2

\ 3950% 1ЩВ

I ЗбООЩ 136 1 3240 fZZ¥ -2880 Щв

% U20% S5l2

тоЩ, 816

то то wm

68,0

f3j6

о Z ¥ 6 в

10 1Z 1¥ 16 18 Z0 ZZ Z0- Z6 С1/ммарная HeipmeomOaQd от породого пространства J /о

Фиг. 111. Расчетные кривые давления и газонефтяного фактора лля гипотетического пласта с режимом растворенного газа, при различном количестве нагнетаемого газа в пласт, без разделения газа в последнем.

кривые /-г (часть добытого газа, возвращаемая обратно в пласт) =0. Кривые -г=0,6. Кривые /-г=0.8. Кривые IV-r=\, вплоть до газ вых фактороь - 3600 лЗ/>/3. кривые F-продолжение кривых IV - дляг=0. Кривые I -продолжение к[ ивьх IV- для г=0,8. Кривые г=0,8 при качальной газовой шапке с мошностью, рав1 ой полови: е мощности

нефтяной зоны. Газонефтяные факторы для кривой VII составляют п ловиу рассчитан!.ой величины. Физические характеристики пласта соответствуют фиг. 96; 1 - пластовые давления;

2 - газонефтяные факторы.

ства. В табл. 17 приведены вычисленные результаты общей нефтеотдачи при различной степени возврата газа обратно в пласт.

Согласно табл. 17 для непрерывного возврата газа при / ~ 0,8, а также возврата газа, который прекращается при / = 0,8, после первоначальной 100% закачки вычисленное уве-

1 Когда газ нагнетается с циркулирующим газовым фактором г, уравнение (2) справедливо, если вместо rR подставлено г.