Оценим предельный безгазовый дебит нефти по формуле (V.6 ). Имеем
A Y (V -ftca) = 2AvftcP(ftK-ftc). |
K v= |
■ |
(V.7) |
Следовательно, формулу (V.6 ) |
можно |
записать с учетом |
(V.7) |
в виде
Яве |
2nkhcpky&h |
(V.8 ) |
|
||
|
|
От обычной формулы Дюпюи для напорной фильтрации нефти формула (V.8 ) отличается тем, что в нее входит АуДh вместо
Дрс= Рк Рс-
Поэтому сравним ЛуДh с встречающимися в практике раз
работки нефтяных месторождений величинами Дрс.
Пусть Ду= 0,8-104 Н/м3, Д/г= 10 м. Тогда ДуД/г= 0,8-104-10=
=0,8-105 Н/м2 = 0,08 МПа.
Впрактике же разработки нефтяных месторождений Дрс составляет, как правило, несколько мегапаскалей. Таким обра зом, предельный безгазовый дебит нефтяных скважин нефтега зовых месторождений оказывается меньше обычных дебитов нефтяных скважин чисто нефтяных месторождений в несколько десятков раз. Это обстоятельство и приводит к необходимости сильного уплотнения сетки скважин (до 3—4 -104 м2/скв) с целью обеспечения заданного темпа разработки нефтегазового месторождения без воздействия на пласт.
Внекоторых особых случаях, например при необходимости отбора безводной продукции, если во время заводнения нефте газового месторождения образуются стойкие водонефтяные эмульсии, в случаях весьма ценных нефтей, можно разрабаты вать неглубоко залегающие нефтегазовые месторождения без заводнения при плотной сетке скважин. Однако такая разра ботка нефтегазовых месторождений во всех других случаях эко номически не оправдана и, кроме того, ведет, по сути дела, к консервации газа в газовой шапке. Поэтому возникает необхо димость разработки этих месторождений с воздействием на пласт.
Расчет процесса разработки нефтегазового месторождения без воздействия на пласт осуществляют по той же методике, что и расчет разработки нефтяного месторождения с вторичной га зовой шапкой. Эта методика дана в гл. III.
Р а з р а б о т к а н е ф т е г а з о к о н д е н с а т н о г о м е с т о
р о ж д е н и я . |
Пусть имеем |
однопластовое |
месторождение |
(рис. 100), приуроченное к антиклинальной |
складке. Продук |
||
тивный пласт |
выклинивается |
непосредственно за водонефтя |
|
ным контактом, так что месторождение можно считать замкну-
186
Рис. 100. Разрез нефтегазо конденсатного месторожде ния:
1 — добывающие скважины; 2 — нефтяная часть месторождения;
3 — газоконденсатная часть ме сторождения (первичная газо вая шапка)
тым. В условиях природного залегания месторождение имеет первичную газовую шапку, в газе которой содержится большое количество конденсата. Кроме того, значительное количество углеводородов Сз—С8, т. е. по сути дела конденсата, имеется и в нефти в растворенном состоянии.
Рассматриваемое месторождение можно считать месторож дением легкой нефти с газоконденсатной шапкой. Однако для краткости будем называть его нефтегазоконденсатным.
Приток газа и нефти к скважинам можно определять по формулам напорной или безнапорной радиальной фильтрации. Однако разработку месторождения в целом рассмотрим с ис пользованием общих фазовых соотношений и формул много компонентного материального баланса.
Прежде всего разобьем углеводородный состав месторожде ния на три группы: газ, в который входит в основном метан;
конденсат, |
состоящий главным образом из |
углеводородов |
Сз—С9, и нефть, содержащую углеводороды Сю |
и выше. |
|
Газ как компонент будем помечать индексом |
1, конденсат — |
|
индексом |
2 и соответственно нефть — индексом 3. Первый и |
|
второй компоненты находятся как в газовой фазе, так и в жид кой. Содержанием нефти в газе будем пренебрегать. Отсюда имеем следующие соотношения:
N1 = G1-\-L1\ |
N2 = G2-\-L2\ |
N3 = L3, |
|
|
(V.9) |
где Nu N2i |
N3— общие массы компонентов в месторождении в |
|
целом; Gb G2 и L\, L2, L3 — массы компонентов соответственно в газовой и жидкой фазах.
Будем считать, что второй компонент, т. е. конденсат, неог раниченно растворяется в третьем, т. е. в нефти, первый же
компонент — газ растворяется в третьем |
компоненте по закону |
Генри. Таким образом |
|
L jL 3 = ap. |
(V.1 0 ) |
187
Как и в гл. III, имеем соотношение для суммы объемов ком понентов в жидкой фазе в виде
А |
А |
ь . — s Vоп» |
(V.11) |
PlK |
Ргк |
Рз |
|
где S>K— средняя насыщенность пласта жидкими углеводорода |
|||
ми; |
piK, ргк — кажущиеся плотности |
первого и второго компо |
|
нентов, растворенных в третьем; рз — плотность третьего компо нента; Vоп — объем пласта, охваченный процессом разра ботки.
Процесс разработки месторождения будем считать изотер мическим. Уравнение состояния реального газа применительно
к рассматриваемому месторождению имеет вид |
|
|||
(1—I,) Vm = |
+ °»>Д»т<Рер t |
|
(V.12) |
|
|
Ргат Р |
|
|
|
где р — среднее пластовое давление. |
|
ее за |
||
Система уравнений |
(V.9) — (V.12) незамкнутая. Для |
|||
мыкания необходимо |
учитывать |
соотношение, определяющее |
||
массовое содержание конденсата в газе газовой шапки. |
|
|||
Строго говоря, для определения фазового состояния углево |
||||
дородов в продуктивном пласте |
следует использовать |
более |
||
общие фазовые соотношения, нежели соотношения, определяе мые законом Генри и уравнением состояния реальных газов в виде (V.1 2 ). К таким уравнениям относятся уравнения фазовых концентраций, равновесия и более общие уравнения газового состояния. Однако для приближенных расчетов разработки неф тегазоконденсатных месторождений можно пользоваться более простыми соотношениями (V.10), (V.12).
Чтобы понять характер процесса, происходящего в газовой шапке нефтегазоконденсатного месторождения со снижением пластового давления, используем бомбу pVT (рис. 101), в кото
рое. 101. Схема выпадения конденсата в бомбе pVT:
/ — поршень; 2 — корпус бомбы; 3 — конденсатосодержащий газ; 4 — вентиль; 5 — жид кий конденсат
188
Рис. 102. Изотерма конден сации
рую помещен газ с конденсатом при начальном пластовом дав
лении р = Ро (рис. 101, а). Газ с растворенным |
в |
нем |
конденса |
|
том |
в этом случае состоит из одной фазы. В |
момент времени |
||
^ = 0 |
из бомбы извлекают некоторое количество |
газа |
вместе с |
|
конденсатом через вентиль 4. Кроме того, поршень 1 также мо жет совершить движение вверх. В результате извлечения газа' и конденсата и вследствие некоторого подъема поршня давле ние в бомбе снизится по сравнению с начальным и в нижней ее части появится слой конденсата (см. рис. 101,6). При дальнейшем извлечении этой смеси давление снизится в большей; степени и увеличится количество конденсата, отложившегося в нижней части бомбы (см. рис. 1 0 1 , в).
Образование жидкой углеводородной фазы в резервуаре со снижением давления за счет постепенного отбора из резервуара углеводородов называется д и ф ф е р е н ц и а л ь н о й к о н д е н с а цие й .
Отношение массы конденсировавшихся углеводородов к мас се углеводородного газа, их содержавшего, зависит при изотер мическом процессе от давления. Такая зависимость называется
и з о т е р м о й к о н д е н с а ц и и . |
Она имеет вид, показанный на |
|
рис. 1 0 2 . Некоторое снижение |
отношения фк — массы |
конден |
сировавшихся углеводородов к |
массе газа — связано |
с обрат |
ным (ретроградным) испарением конденсата. |
|
|
Для расчета процесса разработки нефтегазоконденсатного |
||
месторождения важно знать свойственную данному месторож дению изотерму конденсации, которую получают в результате лабораторного моделирования процесса истощения нефтегазо конденсатных месторождений в бомбах pVT или на установках с пористой средой.
Для замыкания системы соотношений |
(V.9) — (V.12) необхо |
димо знать зависимость |
|
^JG1 = f(p0—/?), |
(V.13). |
которую строят с учетом изотермы конденсации1 для каждого конкретного месторождения.
Если зависимость (V.13) известна, то система соотношений для расчета разработки нефтегазоконденсатного месторожде ния (V.9) — (V.13) замкнутая. В этих соотношениях a, piK, ргк,
189'
|
Рз» Von» Par| <Рср, Ргат — КОН- |
|||
|
станты. Если величины |
N i, |
||
|
N2i N3 и функция |
f{p—po) |
||
|
заданы, то имеем семь урав |
|||
|
нений для |
определения |
се |
|
|
ми неизвестных: G1, G2, |
L\, |
||
|
L2, L3, S x , |
p. В зависимости |
||
|
от вида функции |
f(p—р0) |
||
|
эту систему уравнений мож |
|||
Рис. 103. Зависимость f{po—p) от |
но решить либо в конечном |
|||
виде, либо с использовани |
||||
Ро—р: |
ем итераций. Величины |
N1, |
||
1 — экспериментальные точки; I — расчет |
||||
ная кривая |
N2, N3 необходимо знать |
за |
||
|
каждый |
момент |
времени. |
|
Любая из них равна ее начальному значению, за вычетом до- •бытого компонента с учетом количества выпадающего конден сата в газонасыщенной части пласта.
П р и м е р V.I. Пусть имеем нефтегазоконденсатное однопластовое место рождение, разрез которого изображен на рис. 100. Продуктивный нефтегазо носный пласт представляет собой замкнутый резервуар. Объем пласта, охва ченный разработкой, УОп=600-10б м3. Начальное среднее пластовое давление J>o=30 МПа. В газонасыщенной части содержалось при начальном давлении j>=Po=800-10-6 м3 конденсата на 1 м3 газа в стандартных условиях. Плот ность газа в стандартных условиях рг ат=0,85-10-3 т/м3, плотность жидкого конденсата ргк=0,7 т/м3, плотность компонента 3 (нефти) р3=0,85 т/м3, кажу щаяся плотность газа ри=0,3 т/м3, коэффициент растворимости газа а = = 10-2т/(т МПа).
При начальном средневзвешенном пластовом давлении р0 в пласте содер
жалось: компонента 1 |
(газа) |
A/QI= 85106 т, компонента 2 (конденсата) N02= |
= 112,73-10® т, в том |
числе |
в газовой шапке GQ2=50,07106 т, компонента |
3 (нефти) Агсз=30-106 т.
Функция содержания конденсата в газе имеет следующий вид:
;f(p0— p) = 0 ,6588 [e-°,»u (Р о _ р> + 10,5 • 10-» fa, — р)].
Впд этой зависимости показан на рис. 103. В начальных условиях в пласте находилось нефти ЛГн=1о2+£оэ= Мга—бо2)+7-оз= (112,73-10е—50,07-10®) + +30-106=92,66-10®т.
Текущая годовая добыча нефти изменяется со временем t следующим образом:
qa— 0,3089-10» /,’ т/год.
|
При этом |
-q* = |
0,208910е /, т/год, |
^3 = |
0 , 1 - 1 0 */, т/год. |
Текущая добыча газа также линейно нарастает со временем.
Требуется определить значения коэффициентов компонентоотдачи т|Ь т]з и т|з» количество выпавшего в пласте конденсата (компонента 2) после десяти летней разработки месторождения на естественном режиме и изменение со вре менем средней насыщенности пласта жидкой углеводородной фазой 5Ж. При этом формулу закона изменения во времени t средневзвешенного пластового
190