книги / Основы разработки нефтяных и газовых месторождений

УП РА Ж Н ЕН И Е 2 .2 . РЕШЕНИЕ

Оптимальное давление сепарации, указанное в табл. 2.3, составляет 1 МПа. Такому давлению соответствует наибольшее значение коэффи­ циента усадки при контактном разгазировании с^ = 0,799 (ст. м3 / пл. м3нас.) и, соответственно, наименьшее значение газового фактора при контактном разгазировании К = 90,8 ст. м3 / ст. м3. Используя два этих значения, в соответствии с уравнениями (2.5) - (2.7) можно преобразо­ вать лабораторные данные дифференциального разгазирования, при­ веденные в табл. 2.2, в промысловые параметры Во, К и В§ (табл. 2.4).

Графики, показанные на рис. 2.5 (а) - (с), построены по данным из табл. 2.4. Подводя итоги этой главы, можно сказать, что лабораторные опыты дифференциального разгазирования, считающиеся лучшей имитацией разделения фаз в пласте, дают набор независимых данных РУТ, где все объемы выражены относительно объема, соответству­ ющего давлению насыщения. Этот объем определяется однозначно. Однако параметры РУТ, традиционно используемые на месторожде­ ниях, зависят от того, как проводится сепарация на поверхности. Дан­ ные дифференциального разгазирования можно модифицировать в соответствии с условиями сепарации на поверхности, используя уравнения (2.5) - (2.7). Параметры сь^и входящие в эти соотноше­ ния, определяются при контактном разгазировании объема пласто­ вой нефти, соответствующего давлению насыщения, в сепараторах. Модифицированные таким образом параметры РУТ приближенно характеризуют дифференциальное разгазирование нефти в пласте и контактное разгазирование нефти, поступающей в нефтесборный резервуар. Поэтому в случае изменения условий сепарации в период разработки месторождения нужно составить по данным дифферен­ циального разгазирования новые таблицы Во и К , используя значе­ ния с^ и К ^ соответствующие изменившимся условиям сепарации.

Это сочетание дифференциального разгазирования в пласте и кон­ тактного разгазирования на пути к нефтесборному резервуару на по­ верхности обычно считается приемлемой аппроксимацией метода Додсона (Эос1$оп)4 исследований РУТ. В ходе таких исследований вы­ полняется дифференциальное разгазирование, но после каждой ступе­ ни снижения давления нефть, оставшаяся в бомбе РУТ, подвергается контактному разгазированию в сепараторах, соединенных определен­ ным образом, для приведения к стандартным условиям (условиям в нефтесборном резервуаре). Отношение объема нефти в нефтесборном

резервуаре к начальному (до контактного разгазирования) объему нефти в бомбе РУТ является прямой мерой Во, а объем газа, выделив­ шегося при контактном разгазировании, может быть использован для непосредственного определения К . На каждой ступени снижения дав­ ления процесс повторяется с новой пробой нефти, поскольку нефть, оставшуюся в бомбе РУТ, всегда подвергают контактному разгазированию для приведения к поверхностным условиям.

Этот метод исследований, хотя и более точно отражающий сложный процесс разделения фаз в процессе разработки месторождения, тре­ бует больших затрат времени и, следовательно, средств. Кроме того, для таких исследований нужны большие пробы пластовых флюидов. Для низколетучих и умеренно летучих нефтей метод определения па­ раметров РУТ, описанный в этой главе, обычно дает достаточно точ­ ные результаты, хорошо согласующиеся с результатами, полученными по методу Додсона. Для исследований высоколетучих нефтей, однако, может быть оправданным применение более сложного метода.

Таблица 2.4 Промысловые параметры РУТ для условий одноступенчатой сепарации на поверхности при давлении 1 МПа и температуре 300 К, сЬ{ = 0,799 Данные для давлений более 23 МПа получены при контактном разгазировании (см табл. 2 1)

Во^ - объемный коэффициент пластовой нефти, определяемый при дифференциальном разгазировании (пл. м3/ ст. м3 - конечный объ­ ем нефти), К - пластовый газовый фактор, определяемый при дифференци­

альном разгазировании (ст. м3/ ст. м3 - конечный объем нефти).

Можно также выразить эти параметры через следующие зависи­ мости, заменив с^ в уравнениях (2.5) и (2.6) на сь^:

Здесь К - отношение начального объема газа, растворенного в нефти, к кубическому метру (конечному объему) нефти при 289 К, пропорциональное полному объему газа, выделившегося при диф­ ференциальном разгазировании. Таким образом,

К . = (максимальное значение Р) /

Используя данные дифференциального разгазирования, приве­ денные в табл. 2.2, получаем конечный объем нефти.

К . = 74,956 х 1 / 0,779 = 96,1 ст. м3 / ст. м3 81а

Большинство коммерческих лабораторий, обслуживающих от­ расль, обычно представляют основные данные дифференциального разгазирования (табл. 2.2) в виде, показанном в табл. 2.5.

Представление результатов дифференциального разгазирования в таком виде таит в себе некоторую опасность, поскольку очень многие инженеры склонны использовать в расчетах по разработке место­ рождений непосредственно Во^ и К^, без необходимой корректиров­ ки для учета условий сепарации на поверхности. Во многих случаях ошибка, обусловленная использованием непосредственно данных из табл. 2.5, незначительна, однако для умеренно летучих и высоко летучих нефтей ошибка может быть очень существенной. Поэтому

нечного объема нефти см. табл. 2.5 (пл. м3 /ст. м3 - конечный объем нефти); ВоЬ^ = 1 / сь^ - объемный коэффициент пластовой нефти при дав­

лении насыщения (пл. м3 нас. / ст. м3), определяемый при контакт­ ном разгазировании на поверхности относительно объема нефти, приведенного к стандартным условиям (см. табл. 2.3 и 2.4); ВоЬ(1 ~ 1 / сЬа - объемный коэффициент пластовой нефти при дав­

лении насыщения, определяемый при дифференциальном разга­ зировании и выражаемый относительно конечного объема нефти (см. табл. 2.5 (пл. м3 нас. / ст. м3 - конечный объем нефти)).

Аналогичным образом определяется пластовый газовый фактор для использования на месторождениях (уравнение (2.6))

К = К. - Р / с , =К. - Р / с [с / с ] ,

8 81^ 81^ Ц

которое с учетом уравнения (2.9) можно переписать следующим обра­ зом:

Здесь:

- газовый фактор нефти при давлении насыщения, определяе­ мый при контактном разгазировании в сепараторах относительно объема нефти, приведенного к стандартным условиям (при тем­ пературе 289 К и давлении 0,1 МПа) (см.табл. 2.3 и 2.4) (ст. м3 / ст. м3); К - газовый фактор нефти при давлении насыщения, опреде­

ляемый при дифференциальном разгазировании и выражаемый относительно конечного объема нефти при температуре 289 К и давлении 0,1 МПа (см. табл. 2.5 и соотношение (2.10)) (ст. м3 / ст. м3 - конечный объем нефти).

Данные дифференциального разгазирования, представленные в табл. 2.5, можно непосредственно преобразовать в требуемую форму (см. табл. 2.4), используя вышеприведенные зависимости. Например, по данным из табл. 2.5 при давлении 16,5 МПа

Во =1,2123 (пл. м3 нас. / м3 - конечный объем нефти при температуре 289 К и давлении 0,1 МПа),

К= 67,3 (ст. м3/ м3 - конечный объем нефти при температуре 289

Ки давлении 0,1 МПа),

ВоЬ^ = 1,2830 (пл. м3 / м3 - конечный объем нефти при температуре 289 К и давлении 0,1 МПа),

=96,1 (ст. м3 / м3 - конечный объем нефти при температуре 289

Ки давлении 0,1 МПа).

Вто же время, по данным контактного разгазирования (см. табл. 2.3), при оптимальных условиях сепарации -1,0 МПа и 300 К -

ВоЬ^ = (1 / сь^) = 1,2511 (пл. м3 / ст. м3), К81Г. = 90,8 ст. м3 / ст. м3.

Таким образом, используя уравнение (2.11), получаем Во = 1,2123 х 1,2511 / 1,2830 = 1,1822 пл. м3 / ст. м3

и, используя уравнение (2.12), получаем К = 90,8 - (96,1 - 67,3) х 1,2511 / 1,2830 = 62,6 ст. м3 / ст. м3.

2 .6 . ПОЛНЫЙ КОМПЛЕКС ИССЛЕДОВАНИЙ РУТ

Полный комплекс РУТ-исследований проб нефти, выполняемый большинством лабораторий, обычно предусматривает следующие опыты и расчеты.

а) Определение состава нефти и газа в сепараторе по рекомбини­ рованным пробам (см. раздел 2.3 (Ъ)) или определение состава пла­ стовых флюидов по глубинным пробам. В процессе таких исследова­ ний обычно определяют молярные доли каждого компонента вплоть до гексана. Гептан и более тяжелые компоненты объединяют в от­ дельную группу и определяют среднюю молекулярную массу и плот­ ность углеводородов этой группы.

Ь) Контактное разгазирование, описанное в разделе 2.4 (табл. 2.1), при пластовой температуре. В ходе контактного разгазирования определяют:

•давление насыщения;

•сжимаемость недонасыщенной нефти, по формуле

•полный объем у4содержимого бомбы на каждой ступени сниже­ ния давления.

с) Дифференциальное разгазирование, описанное в разделе 2.4 для определения - Е, 2, Р и уо(приведенных в табл. 2.2). Р и уоопре­ деляются относительно объема нефти, соответствующего давлению насыщения. По другому методу, определив сь на последнем этапе исследований с дифференциальным разгазированием, эти данные можно представить следующим образом: - Е, 2, К - К (или просто К ^) и Во^ (как указано в табл. 2.5). К и Во^ определяются относитель­ но конечного объема нефти в нефтесборном резервуаре. Кроме того, на каждой ступени снижения давления определяется относительная плотность газа по воздуху.

(1) Определение вязкости нефти при пластовой температуре (обычно с использованием вискозиметра с катящимся шаром1,3) на всех ступенях снижения давления, от значений, превышающих дав­ ление насыщения, до атмосферного. Вязкость газа обычно рассчиты­ вают по его относительной плотности при пластовой температуре, используя стандартные зависимости5.

е) Опыты сепарации для определения коэффициента усадки с^ и газового фактора К для единицы объема нефти, соответствующего давлению насыщения (1 кубический метр). Осуществляются путем контактного разгазирования при различных сочетаниях сепараторов (см. табл. 2.3). Во многих случаях вместо фактического проведения таких исследований можно получить требуемые данные расчетами фазовых равновесий1.

{) Определение состава и относительной плотности газа в сепара­ торе при выполнении указанных выше опытов сепарации.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1)Ашух, 1.Ш, Ваз$, Б.М. ап<1 \УЪхХхп§, К.Ь., 1960. РеХгокит Кезегуохг Епдтееппд; РЬузхса1 РгорегХхез. МсСга\у-НШ Воок Сотрапу: 359425.

2)КеискШххЪег, Р.О., 1957.5атр1т§ Ргосеёигез Рог0x1 Кезегуохг Иийк. кРеХ. ТесЬ., БесетЪег.

3)Апопушоиз, 1966. АР1 Кесоттепскс! РгасХхсе Рог 5атр1т§ Ре1го1еит Кезегуохг Р1их(1з. ОЯхсха! риЫхсаХюп оР 1Ье Ашепсап РеХгокит кхзХхХиХе, 1апиагу (АР1КР 44).

4)Боёзоп, С.К., СоосЬуШ, Б. ап<1 Мауег, Е.Н., 1953. АррНсаХюп оР ЬаЪогаХогу РУТ БаХа Хо Кезегуохг Еп§хпеегхп§ РгоЫешз. Тгапз. А1МЕ, 198: 287-298.

5)Сагг, N.1,., КоЬауазЫ, К. ап<1 Виггохуз, Б.В., 1954. УхзсозхХу оР НускосагЬоп Сазез ипс1ег Ргеззиге. Тгапз. АШЕ, 201:264-272.

ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

3.1. ВВЕДЕНИЕ

Уравнение материального баланса Шилсуиза (ЗсММиш) долго считалось одним из основных инструментов, используемых специ­ алистами по разработке месторождений для интерпретации и про­ гнозирования поведения залежей.

Вэтой главе даются вывод и примеры применения уравнения мате­ риального баланса, имеющего нулевую размерность, с использовани­ ем метода интерпретации Гавлена (Нау1епа) и Оде (Ос1еЬ). Это нужно для понимания естественных режимов залежи. Кроме того, дается ка­ чественная оценка некоторых неопределенностей, связанных с оцен­ кой сжимаемости пород пласта в условиях залегания, как одного из основных компонентов уравнения материального баланса.

Внастоящее время классический метод материального баланса, широко применявшийся ранее, вытеснен численным моделировани­ ем. Применяемые моделирующие программы представляют собой, в сущности, алгоритмы расчета многомерных многофазных динами­ ческих процессов, влияющих на материальный баланс. Тем не менее классический подход целесообразно изучить, поскольку он дает цен­ ные сведения о поведении залежей углеводородов.