Количество - закачиваемый газ
Cтраница 3
Одним из способов разработки газоконденсатных месторождений, увеличивающих коэффициент извлечения конденсата из пласта, является закачка газа в пласт при пониженных давлениях в залежи. Чтобы оценить эффективность процесса закачки газа, необходимо изучить влияние на коэффициент извлечения конденсата из пласта таких факторов, как давление, количество закачиваемого газа и его состав. [31]
В табл. 1.10 приведены данные результатов планированных расчетов методом комбинационного квадрата по определению коэффициента дополнительного извлечения конденсата из пласта при закачке газа в пласт. Значения коэффициентов корреляции, средние значения факторов и средние квадратические отклонения ау, а -, полученные исходя из этих результатов, приведены в табл. 1.29. Наибольшая статистическая связь установлена между коэффициентом извлечения конденсата, с одной стороны, и давлением и количеством закачиваемого газа, с другой. Связь состава закачиваемого газа с коэффициентом извлечения конденсата очень мала. [32]
Методы расчета количественных показателей разработки в условиях жесткого газонапорного режима для однородных по проницаемости залежей являются простыми. Предполагается, что процесс происходит при постоянном пластовом давлении, равном или превышающем давление насыщения. При этом величина Vr, входящая в эту формулу, и количество закачиваемого газа определяются принятым темпом отбора нефти из залежи. [33]
При этом наряду с поршневым вытеснением пластового газа происходит растворение в закачиваемом сухом газе конденсата, выпавшего в пласте. Чтобы оценить эффективность закачки газа, необходимо изучить влияние на коэффициент извлечения конденсата из пласта таких факторов, как давление, количество закачиваемого газа и его состав. [34]
В качестве сорбента используют активированный уголь в виде цилиндриков диаметром 3 - 4 мм и длиной 8 мм. Тонкую очистку от масляной пыли проводят в керамических фильтрах, состоящих из трубок, изготовленных из фильтрующих материалов, один конец которых закрыт. Газ, пройдя все стадии очистки, содержит 0 4 - 0 5 г компрессорного масла на 1000 м3 газа. Необходимость в этих процессах вызвана опасностью забивания газовых трактов гидратами при положительных температурах ( 288 К) и уменьшением проницаемости по-ровых каналов у забоя скважины за счет попадания в них частиц масла, что приводит к необходимости увеличения давления закачки и одновременно к уменьшению производительности при росте энергозатрат. После очистки от масла и охлаждения газ по газосборному коллектору поступает на ГРП 7, где направляется по отдельным шлейфам в скважины ПХГ 8 с предварительным замером количества закачиваемого газа в каждую нагнетательно-эксплуатационную скважину и накапливается в пористых структурах, оттесняя воду в случае водоносных пластов к краям структуры. Для ускорения процесса оттеснения воды и в случае геологических особенностей структуры целесообразно отбирать воду с краев структуры по разгрузочным скважинам 9 и закачивать ее после дегазации через поглотительные скважины в другие горизонты. ПХГ в истощенных залежах в результате депрессии давления также подвержены обводнению, но здесь обводнение может играть положительную роль, так как уменьшает буферный объем газа в ПХГ. Поэтому в процессе эксплуатации свойства коллектора систематически исследуют через газовые и наблюдательные скважины. [35]
Выше рассматривалась методика выбора режима эксплуатации газлифтной скважины, когда задан дебит жидкости. Возможна и другая постановка задачи: обеспечить максимальный отбор жидкости, когда известны уравнения притока жидкости и газа, свойства нефти и газа. В этом случае трубы спускают до верхних дыр фильтра. Затем производится расчет распределения давления ( снизу вверх) в НКТ при нескольких произвольно выбранных забойных давлениях. Полученные при этом кривые давления будут пересекать вертикальную ось ( расстояние от забоя) на некотором расстоянии от устья или же будут отражать то обстоятельство, что устьевые давления меньшие, чем требуются для обеспечения движения смеси в выкидную линию. На основании результатов расчетов строится графическая зависимость устьевое давление - количество закачиваемого газа и определяется расход газа, соответствующий заданному минимальному устьевому давлению. Аналогичным путем определяется расход нагнетаемого газа при других забойных давлениях. Так как забойные давления и дебиты взаимосвязаны между собой, то в конечном счете можно построить графическую зависимость дебит жидкости - количество нагнетаемого газа. На основе этого графика выбирают такое значение количества нагнетаемого газа, которое отвечает максимальной производительности ( по жидкости) скважины. [36]
Выше рассматривалась методика выбора режима эксплуатации газлифтной скважины, когда задан дебит жидкости. Возможна и Другая постановка задачи: обеспечить максимальный отбор жидкости, когда известны уравнения притока жидкости и газа, свойства нефти и газа. В этом случае трубы спускают до верхних Дыр фильтра. Затем производится расчет распределения давления ( снизу вверх) в НКТ при нескольких произвольно выбранных забойных давлениях. Полученные при этом кривые давления будут пересекать вертикальную ось ( расстояние от забоя) на некотором расстоянии от устья или же будут отражать то обстоятельство, что устьевые давления меньшие, чем требуются для обеспечения движения смеси в выкидную линию. На основании результатов расчетов строится графическая зависимость устьевое давление - количество закачиваемого газа и определяется расход газа, соответствующий заданному минимальному устьевому давлению. Аналогичным путем определяется расход нагнетаемого газа при других забойных давлениях. Так как забойные давления и дебиты взаимосвязаны между собой, то в конечном счете можно построить графическую зависимость дебит жидкости - количество нагнетаемого газа. На основе этого графика выбирают такое значение количества нагнетаемого газа, которое отвечает максимальной производительности ( по жидкости) скважины. [37]
 |
Изменение газонасыщенности kT пластов во времени t при вытеснении нефти газом высокого давления ( Западный залив Ключевого месторождения. [38] |
Опыт комплексного контроля за процессом вытеснения нефти обогащенным газом высокого давления представляет определенный научный и практический интерес для рациональной разработки месторождений Западной Сибири. Полезные данные получены в результате геофизического контроля за процессом внутрипласто-вого горения по нефтяной залежи месторождения Павлова Гора. Опытый участок I горизонта залегает в верхней части песчано-глинистой толщи среднего Майкопа. Подавляющая часть коллекторов представлена слабосцементированными песками и алевролитами. Среднесуточный дебит нефти изменяется от 0 5 до 4 т / сут, количество закачиваемого газа 13 - 22 тыс. м3 / сут. [39]
Наличие низкопродуктивных коллекторов в залежи, как правило, обусловливает значительные депрессии на пласт. Увеличение депрессии на пласт приводит к выпадению конденсата в зоне с глубокой депрессионной воронкой большого радиуса. Поэтому состав добываемого конденсата может оказаться переменным в течение длительного времени. Отсутствие условий выноса выпавшего на забое конденсата может существенно влиять на качество получаемой газоконденсатнои характеристики залежи. Для обеспечения достоверных результатов при исследовании на газоконденсатность низкопродуктивных скважин, в которых возможно накопление выпавшего на забое конденсата, необходимо учесть конструкцию скважины и, если требуется, изменить ее, а также предусмотреть возможность использования физических или химических методов подъема с забоя выпавшего конденсата, таких как газлифт ( с известным составом и количеством закачиваемого газа), плунжерный лифт, ПАВ и др. В зависимости от стадии освоения месторождения и характеристики пластового давления газоконденсатнои системы применяют различные методы исследования на газоконденсатность. [40]
Страницы: 1 2 3