WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 7 | 8 || 10 | 11 |

«PHYSICAL PRINCIPLES OF OIL P R O D U C T I O N By MORRIS MUSK AT, Ph. D First Edition NEW YORK TORONTO LONDON McGRAW-HILL BOOK COMPANY, INC 1 94 9 М. Маскет ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ ...»

-- [ Страница 9 ] --

Глава Изучение взаимодействия частиц глин в песчаниках с водой и влияние его на проницаемость приводит к выводу о преимуществе закачки минерализованной воды и вод с низким рН в пласты, сложенные глинистыми песками, для получения высокой приемистости нагнетательных скважин. Лабораторные опыты, получившие затем подтверждение на промыслах Брэдфорда, показали, что приемистость скважин резко возросла при переводе закачки с пресной воды на минерализованную. Однако в известняках и кварцевых песчаниках применение пресной воды дает удовлетворительные результаты. За последние годы особое внимание было обращено на решение проблемы уменьшения неблагоприятного влияния послойного изменения проницаемости на закачку воды. Универсального средства получить не удалось, но отдельные способы имели успех, будучи применены в благоприятных условиях. Стали широко применять избирательное торпедирование, при котором взрывчатка концентрируется против плотных слоев продуктивного пласта, для выравнивания приемистости в них с более проницаемыми участками разреза. Был внедрен также химический тампонаж и получены успешные результаты с избирательным тампонажем высокопроницаемых участков разреза в водяных нагнетательных скважинах при помощи стабилизированных смоляных эмульсий. Еще на раннем этапе развития техники заводнения подыскивались средства для повышения эффективности микровытеснения нефти при отмывке ее водой. Предполагали, что после добавки соответствующих реагентов к воде последняя будет обладать лучшими моющими свойствами, чем необработанная вода. Первоначально добавляли к воде кальцинированную соду, но промышленные результаты были неутешительны, тем более что применение щелочей вызывало разбухание глин и закупорку пласта. Сравнительно недавно стали проводиться лабораторные испытания с поверхностно активными веществами и некоторыми нейтральными веществами. Среди различных испытанных добавок нефтерастворимые смачивающие вещества и водорастворимые поверхностно неактивные реагенты не показали роста суммарной нефтеотдачи при заводнении. Нагнетание в керны впереди воды некоторых активных газов показывает небольшое уменьшение остаточной нефтенасыщенности, но недостаточное с точки зрения практического значения. Значительное увеличение суммарной нефтеотдачи показали только водорастворимые поверхностно активные вещества, ©днако эти добавки очень сильно адсорбируются породами. Стоимость смачивателей для компенсации потерь на адсорбцию превосходит стоимость дополнительной нефтедобычи. Если даже проблема адсорбции поверхностно активных веществ и будет как-нибудь решена, все же сомнительно, чтобы добавки к нагнетаемой воде с целью повышения эффективности вытеснения нефти получили применение. Дело в том, что, как Вторичные методы добычи нефти показывают лабораторные и промысловые наблюдения, вслед за нефтяной оторочкой в пласте движется не нагнетаемая, а связанная вода. Действие добавок к нагнетаемой воде ограничивается областью вытеснения пленочной нефти при условии, что подвижность нефти не будет окончательно уничтожена на первом этапе заводнения нефтяного пласта. Давление сдвига для смещения непрерывной нефтяной фазы в пласте при понижении поверхностного натяжения на границе вода — нефть уменьшается, но такой процесс обычно связан с высоким водонефтяным фактором. До сих пор еще практически не обосновано применение поверхностно активных веществ. Для получения успешных результатов от применения заводнения необходимо обратить особое внимание на непрерывность пласта и его однородность, а также на наличие относительно высокого нефтенасыщения. Определение непрерывности и однородности пласта производится на основании анализа кернов, кароттажных диаграмм, геологических исследований и изучения режима различных скважин на первичном этапе разработки месторождения. Исследование материала по скважинам является наиболее трудной задачей. Даже при бурении новых скважин в заводняемом месторождении и взятии из них кернов для получения данных по нефтенасыщенности анализ последних дает весьма сомнительные результаты благодаря проникновению в породу керна фильтрата из глинистого раствора. Был предложен метод подсчета остаточной нефтенасыщенности, исходя из отобранной суммарной добычи нефти. Если последнюю обозначить через Р, а остаточную нефтенасыщенность через Q Г, СВЯЗЬ между ними определится из выражения U где Pf — коэффициент объемного расширения пластовой нефти при истощении пласта, т. е. к началу закачки воды;

/ — на% чальный коэффициент объемного расширения;

QB — насыщение связанной водой;

А — продуктивная площадь;

h — чистая мощность продуктивного горизонта;

/ — пористость. Насыщение связаенюй водой определяется из анализа кернов, взятых при бурении нефтью, или же на основании капиллярного метода. Уравнение (1) дает только среднюю остаточную нефтенасыщенность, но в то же самое время является мерилом общего содержания запаса нефти, оставшегося в пласте. Разумеется, в большинстве ныне истощенных месторождений различные параметры, входящие в уравнение (1), за исключением величины добытой нефти и размеров продуктивной площади, отсутствуют. Для получения этих данных надо бурить оценочные скважины, брать керны и подвергать их анализу так же, как Глава и образцы пластовых жидкостей. Даже если и удается установить или вычислить величину остаточной нефтенасыщенности, то •конечное нефтенасыщение пласта после заводнения, или суммарная добыча в результате закачки воды в пласт, имеет весьма неопределенное значение. Последняя величина определяется часто опытным путем, где насыщенные нефтью образцы пород, имеющие связанную воду, частично или полностью заводняются на лабораторных установках, а затем (подвергаются анализу на нефте- и водонасыщевность. Если опытные образцы действительно воспроизводят породу пласта, а опыты не осложняются концевыми эффектами, то полученные результаты (могут иметь эначение. Часто принимают остаточную нефтенаеыщенность в 20—25% как основу для оценки эффективности процесса заводнения. Во всяком случае оценка суммарной добычи при заводнении должна быть умеренной. Эффективность процесса ваводнения следует принимать не выше 50% с учетом неполного охвата продуктивной" площади нагнетаемой водой и влияния послойного изменения проницаемости. Райьше, чем предпринимать процесс заводнения нефтяных пластов в широком масштабе, необходимо заранее организовать опытные пилот-установки. По сравнению с первоначальной разработкой нефтяных пластов.на режиме «растворенного газа» закачка воды может обеспечить дополнительно такой же отбор нефти (от 190 3 до 265 м /га м). В крайних случаях процесс заводнения может увеличивать вдвое отбор нефти по сравнению с получением ее до закачки воды. Он может быть экономически выгоден при более низких дебитах по сравнению с дебитами на первичном этапе разработки при условии низких затрат на закачку РОДЫ.

9.7. Вторичные методы добычи нефти с закачкой газа в пласт. Теоретические соображения. Закачка газа в истощенные пласты с целью повышения нефтеотдачи началась задолго до применения способа заводнения, но подвергалась она изучению в значительно меньшей степени, чем заводнение нефтяных пластов- Это связано, быть может, с более легкими условиями осуществления, меньшими капитальными затратами, а также отсутствием риска при закачке газа в случае неудачи по сравнению с закачкой в пласт воды. Только за последнее время были начаты лабораторные и теоретические исследования для получения хотя бы полуколичественного описания реакции истощенных пластов на закачку в них газа. Рассмотрим теорию нагнетания газа, выводы которой в отдельных случаях сравнивались с промысловыми наблюдениями. Эта теория содержит формальное описание сопоставления режима истощенных пластов при закачке в них газа с физическими основами течения жидкости в пористой среде. Следует отметить, что теория дает приблизительный разбор проблемы и относится только к этапу убываю Вторичные методы добычи нефти щей нефтеотдачи после начального подъема и прохождения пика нефтедобычи. Если порода продуктивного коллектора истощена (при режиме растворенного газа) до начала процесса закачки газа и насыщение свободным газом в ней стало непрерывным, нет оснований считать, что впереди нагнетаемого газа создается нефтяной вал (оторочка), аналогичный создающемуся при нагнетании воды ]. Несомненно, нефтенасыщенность сильнее всего уменьшится вблизи нагнетательных скважин. Однако расширение свободного газа с приближением к забоям эксплуатационных скважин будет стремиться ограничить здесь рост нефтенасыщенности пласта. В связи с первоначальным прохождением газа по пласту к эксплуатационным скважинам в пласте возникнет неустановившееся состояние роста нефтеотдачи. Однако получить количественное описание этого этапа решения задачи и распределения переменной нефтенасыщенности крайне затруднительно. Для описания же общего режима систем с нагнетанием газа после прохождения пика нефтедобычи достаточно принять однообразие нефтенасыщенности по пласту. Кроме того, пласт рассматривается в этом случае полностью освобожденным от газа, находившегося в растворе. Поэтому, пренебрегая добычей газа из пласта 2, считают, что вся добыча нефти получается за счет вымывания или выноса ее нагнетаемым газом. Исходя из ряда допущений и применяя характеристики «проницаемость — насыщение» пористой среды, можно установить зависимость между снижением нефтенасыщенности и суммарным объемом нагнетаемого газа. Большинство последних данных показывает, что после того, как в пласте установилось насыщение свободным газом порядка 20—25%, отношение проницаемостей по газу и нефти кг/кп изменяется приближенно экспоненциально с нефтенасыщенностью ди [уравнение 7.11(2)], т. е.

г -Если пренебречь растворенным газом, то (1) (2) у — вязкость и относительная плотность нагнетаемого л газа;

р, Р — вязкость и коэффициент пластового объема Нефтяная оторочка не образуется и при поддержании давления с нагнетанием газа, хотя такое явление и наблюдалось в одном из проектов. Это явление можно наблюдать в лабораторных опытах, когда вытеснение нефти контролируется полностью капиллярными силами. 2 Это допущение, очевидно, неприемлемо, если получаемый дебит газа выше магнетаемого.

Глава нефти;

QH, Qr — местные объемные расходы нефти и газа. Если пренебречь также изменением давления в системе, можно принять постоянным /Jr/y^HH. Более того, если допустить мгновенность установившегося состояния течения, которое лежит в основе анализа, то QH и Q r можно рассматривать пропорциональными или равными проходящим соответственно объемам нефти и газа. Отсюда следует ЬРЯ dQH I dQr dt ЩЧн"" 07 Tt где А — площадь, охваченная нагнетанием газа;

h — мощность продуктивного горизонта;

/—пористость. Интеграл уравнения (3) будет AhfQr - Ahf dX%v dt где V= ^ } ( 4) | Qrdt + Vi о ) Последнее выражение дает объем нагнетаемого газа, или количество последнего, прошедшее через пласт, плюс эквивалентное количество V^ соответствующее начальному дебиту нефти (^ — 0). Суммарная добыча нефти Q в пределах V\ и V2 при t\ и (2 определяется из Если количество нагнетаемого газа Qr постоянно, то уравнение (4) дает для дебита нефти изменение во времени:

Отсюда дебит нефти изменяется обратно пропорционально времени нагнетания и общему закачанному объему газа. Уравнение (б) нельзя рассматривать имеющим универсальное значение вследствие многочисленных допущений, принятых при его выводе. Однако интересно заметить, что динамика нефтедобычи по некоторым выполненным проектам закачки газа в пласт находилась в согласии с уравнением (6). На фиг. 178 приведено несколько примеров линейной зависимости между временем закачки газа и величиной, обратной дебиту, согласно уравнению (б), где видно, что полученные данные сохраняют линейную зависимость, за исключением участка V, на котором в 1931 — 1934 гг. уменьшили количество закачиваемого газа, благодаря чему произошло отклонение точек, соответствующих дебитам отбора. Верхняя горизонтальная линия на фиг. 178 соответствует предельному текущему дебиту— 16 л/сутки.

Вторичные методы добычи нефти Если установлен нижний предел экономически выгодной нефтедобычи, то, пользуясь указанной методикой, можно определить продолжительность разработки участка при помощи нагнетания газа. Уравнение (6) и график на фиг. 178 охватывают этап снижения нефтеотдачи после того, как прошло неустановившееся состояние подъема добычи нефти, непосредственно возникающее в начале успешного процесса закачки газа в пласт. Наклон прямых линий, отражающих падение нефтедобычи, аналогично графику фиг. 178 дает значение bfiu/Ahf. Так как все II |1 s W70 Фиг. 178. График зависимости величин, обратных дебиту нефти, от времени для нескольких участков на площади Тайтусвилл-Ойлсити, где производилось нагнетание газа в пласт.

1—участок /;

2—участок V;

3—участок VII;

4—участок IX.

факторы в последнем отношении, за исключением Ь, можно определить из физических данных рассматриваемого пласта, то величина Ь определяется из наклона 1 линий графика. Для промыслов, рассмотренных на фиг. 178, а также для промысла М получены следующие значения b: I—166,7;

V — 90,1;

VII — 42,6;

IX — 40,8;

М — 55,2. Рост значений Ъ означает более резкий подъем отношения проницаемостей по газу и нефти и менее эффективное вытеснение последней из пористой среды при нагнетании газа. В параграфе 7.11 было указано, что значения Ьу полученные из промысловых наблюдений над первичным этапом разработки Если объем газа, проходящего через пласт, Q r представлен переменной величиной, то для определения значения Ь удобнее применить уравнение (5).

Глава нефтяных пластов при режиме растворенного газа и лабораторных исследований зависимости «проницаемость — насыщение» над сцементированными песками, изменяются в пределах от 15 до 30. Большие значения Ьу получающиеся из фиг. 178, частично характеризуют разницу в природе нефтяных коллекторов, куда нагнетается газ, а частично освещают подземные резервуары с режимом растворенного газа. Однако они показывают пониженную эффективность процесса закачки газа. Послойное изменение проницаемости и неоднородность нефтяного пласта горазда сильнее ухудшают эффективность нефтеотдачи при закачке газа по сравнению с механизмом вытеснения нефти при режиме растворенного газа, контролирующим период естественного истощения пласта. Опыты с вытеснением нефти газом из длинных образцов песчаника Венанго, где изменение проницаемости не было так резко выражено, как в естественных условиях, дают низкий предел значений Ь, соответствующих истощению нефтенасыщенности, в связи с непрерывным прохождением газа, а именно 21,9—39,7, в зависимости от изменения градиента давления. Если коэффициент Ъ установлен, то изменение нефтенасыщенности AQW соответствующее любому интервалу времени, в течение которого дебит нефти падает от Qi до Q2, можно легко рассчитать для постоянного темпа нагнетания. Из уравнений (1) и (2) следует, что Аон п W (7) Очевидно, соответствующая суммарная нефтедобыча будет fA —. Результаты подсчета снижения нефтенасыщенности и суммарной нефтеотдачи по сравнению с фактической нефтедобычей для промыслов, описанных на фиг. 178, приведены в табл. 25.

Т а б л и ц а 25 Суммарная нефтеотдача при закачке газа в пласт Подсчитанная суммарная нефтеотдача в 103 м* Фактическая суммарная нефтеотдача в 103 м* Уменьшение процента нефтенасыщенности пласта Период нагнетания газа в пласт годы 1936—1940 1915—1940 1926—1940 1930—1940 1933— Промысел / V VII IX 1,8 18,8 8,5 7, м 1,84 23,4 18,3 8,4 7, 0,81 1,64 2,43 2,33 1, Из табл. 25 видно, что снижение нефтенасыщенности, соответствующее суммарным отборам нефти, не превосходит 2,5%» Вторичные методы добычи нефти если даже закачка газа продолжалась свыше 10 лет. Рассмотренная упрощенная теория дает также величину газонефтяного фактора при циркуляции газа через пласт. Из уравнения (4) следует, что газовый фактор QH Ahf V V.

V > где R — газонефтяной фактор, соответствующий VV Отсюда газонефтяной фактор будет возрастать пропорционально суммарному объему газа, нагнетаемого в пласт. Он будет увеличиваться линейно во времени, если темп нагнетания газа имеет постоянную величину. Прилагая уравнение (5), можно выразить R через суммарную добычу нефти, где (9) из которого видно, что R возрастает экспоненциально с суммарной добычей нефти. Это же соотношение показывает снижение эффективности закачки газа по мере удлинения процесса и снижения нефтенасыщенности. Зависимость между объемом газа, закачанного в пласт, и перепадом давления, исходя из теории размещения скважин для установившегося состояния однофазного течения, будет следующая. 'Если Qs является безразмерной проводимостью сетки размещения скважин при установившемся течении, то значение Q r определяется из выражения где Ар2 — разность квадратов давления в нагнетательной и эксплуатационной скважинах;

h — мощность продуктивного горизонта;

/лг—вязкость газа;

кг — текущее значение эффективной проницаемости для газа. По мере закачки газа в пласт кг возрастает, и перепад давления, необходимый для поддержания перемещения газа через пласт, уменьшается при условии, что отсутствует закупорка последнего. Как уже говорилось, значения Ь, определенные лабораторным путем, меняются для различных градиентов давления. Эти значения были получены из графиков зависимости остаточной нефтенасыщенности от общего объема газа, прошедшего через пласт, и построенных на полулогарифмической бумаге. Полученные зависимости были пропорциональны на 85% значениямнефтенасыщенности. Изменения значений Ъ от 21,9 до 39,7 соответствуют изменениям градиента давления от 0,88 ат на 1 м до 0,03 ат на 1 м. Повышенные градиенты дают рост эффективности процесса и суммарной нефтеотдачи. Более высокие градиенты давления поглощают, повидимому, влияние меньших объемов газа, проходящих через керны, благодаря более высоким средним давлениям. Оставляя в стороне практическое значение этих* Глава наблюдений, если только признать их универсальную справедливость !, видно, что зависимость «проницаемость — насыщение» связана с градиентами давления. Это обстоятельство, в свою очередь, означает, что относительная проницаемость для газа или жидкости определяется не только свойствами породы и насыщением ее пластовой жидкостью, но и связана с градиентами давления. 9.8. Промысловый опыт по закачке газа в пласты. Закачка газа в нефтяные пласты проводилась в гораздо большем объеме, чем закачка воды. Однако следует заметить, что было сделано очень много попыток интерпретировать полученные результаты, выражая их через основные параметры нефтяного пласта. Рассмотрим несколько выполненных проектов по закачке газа с целью показать общий характер динамики этого процесса.

U \\ А \ \ • J 1S 8Y I \ч 19Ш Z / / / / / г ;

, •IB*" 13(8 WZ1 №6 1930 /S34 183$ 1№ 8ремяч гсды Фиг. 179. Хронологические кривые добычи нефти при нагнетании газа для восточной части месторождения Делавар-Чайльдерс, Оклахома. Заштрихованный участок соответствует приросту добычи нефти от нагнетания воды в пласт.

1 — добыча нефти;

2— нагнетание газа.

На фиг. 179 приведена хронологическая кривая нефтедобычи из восточной части месторождения Делавар-Чайльдерс в Оклахоме. Глубина залегания бартльсвильского песчаника 187—192 м. После достижения максимума 769 000 м3 в 1909 г. добыча быстро упала. С 1913 г. начали.применять вакуум-процесс, но без заметного эффекта. В 1925 г. в пласт начали закачивать воздух. 3 К этому времени из месторождения было взято 3 680 000 м нефти Недавние опыты по вытеснению нефти из длинных ^ кернов с проницаемостью 1660 миллидарси при наличии в них связанной воды^ показали, что нефтеотдача при закачке газа становится более эффективной в интервале низких градиентов давления от 0,06 ат на 1 м до 0,25 ат на 1 м. Суммарная же нефтеотдача выше при высоких градиентах давления.

Вторичные методы добычи нефти с площади 2620 га. Проницаемость породы продуктивного коллектора составляет 60—90 миллидарси, а средняя пористость 20%. К середине 1945 г. в месторождении работало 482 нагнетательные скважины с компрессорными станциями, имевшими суточную производительность 130 000 мэ воздуха и 383 000 м3 газа. Давление нагнетания колебалось от 1,4 до 11 ат. К началу закачки воздуха суточная добыча со всей площади составляла 150 м3. Закачка производилась по шахматной и пятиточечной схемам размещения скважин. К середине 1945 г. в пласт было закачано 1450 млн. м3 воздуха и газа и было добыто около 2,7 млн. м3 нефти, из них 2,1 млн. м3 было получено исключительно за счет вторичных методов. Суммарный газовый фактор нагнетания составил около 710 м3/м3 нефти. 10% всей площади, охваченной нагнетанием газа, дало суммарную отдачу нефти (2000 м3/га). Подсчитано, что нефтенасыщенность пласта уменьшилась от своего начального значения 65% при пластовых условиях до 47,6% на протяжении первичной эксплуатации, а к середине 1945 г. в результате закачки воздуха и газа в пласт — до 39,8%. Заштрихованная площадка на фиг. 179 показывает дополнительную добычу, связанную с заводнением части месторождения. Было осуществлено четыре проекта заводнения пласта, но три из них окончились неудачей. Всего за счет заводнения было получено дополнительно 109 000 м3 нефти;

из них 98 500 м3 было получено на участке в 38,5 га, где заводнение производилось с 1937 г. и где было закачано около 1 570 000 м3 воды. Успешно, но не с такими результатами, был осуществлен процесс закачки газа в месторождении Гомер в Луизиане, начатый в 1934 г. Продуктивный пласт, песчаник Накаточ, залегает на глубине 203—345 м ниже уровня моря и занимает площадь 523 га. Месторождение было открыто в 1919 г. и в 1920 г. до3 стигло пика добычи — 3 520 000 м. Мощность продуктивной зоны 15 м. Песчаник известковистый, плохо сцементирован. Средняя его пористость 31%, а проницаемость 300 миллидарси. Пласт быстро истощился при режиме растворенного газа. Средняя суммарная нефтеотдача к началу 1939 г. составляла 10 000 ж3/га. С 1921 г. в месторождении применялся вакуум. Нагнетание газа было предпринято в 1934 г. сначала на участке площадью 72 га, а затем (в 1937 г.) произошло объединение всей северной части месторождения для совместной закачки газа. К концу 1940 г. работали 23 нагнетательных и 252 эксплуатационных скважин. В сутки закачивали 15 450 м3 газа. Рост суммарной добычи с начала нагнетания до конца 1940 г. составил 141 000 м3. Объем нагнетаемого газа на 1 м3 добытой нефти по3 3 степенно возрастал и к концу 1940 г. достиг 180 м /м нефти. Месторождение Редривер в Оклахоме было открыто в 1919 г. Продуктивный пласт залегает на глубине 450—487,5 м. Мощность продуктивной зоны блока 108 га, находившегося в западной ча Глава сти месторождения, из которого было получено 90% всей суммарной нефтедобычи, составляла около 14,5 м. Залежь полосовидная и ограничена выклиниванием песчаника. Первоначально пласт дренировался на режиме «растворенного газа»;

продвижения краевой воды не наблюдалось. Закачку газа начали в 1929 г. До этого было добыто 700 000 м3 нефти, или около 6500 м3/га. Дебит нефти со всего участка составлял 160 м3/сутки. Первоначально газ закачивали в 10 скважин, расположенных по бортам залежи, из общего количества 76 эксплуатационных скважин. Вакуум, который применялся на промысле при эксплуатации скважин, был -постепенно снят с последних, чтобы не отразилось на суточной добыче. При этом удельный вес нефти упал с 0,828 до 0,821 и резко снизилось содержание газолина в попутном газе. По мере того, как количество закачиваемого газа в 10 бортовых скважин возросло с 1700 м3! сутки до 14 500 м3/сутки, начался иролет газа в эксплуатационные скважины, но никакого эффекта в отношении роста нефтедобычи на получилось. Тогда в повышенной части структуры пробурили 15 новых скважин и в них стали закачивать газ. К середине 1930 г. суточный дебит нефти возрос до 250 ж3, или на 65 м3 больше по сравнению с тем этапом, когда месторождение работало под вакуумом. Количество нагнетаемого газа при этом было увеличено до 28 500 мд/сутки. К концу 1930 г. в пласт дополнительно стали закачивать 10 700 ж 3 воздуха в сутки. В конце I квартала 1931 г. закачку газа в пласт прекратили вследствие того, что цены на газ увеличились, вдвое, а закачку воздуха пришлось приостановить вследствие прорыва его в эксплуатационные скважины и сильной коррозии подземного оборудования. Тотчас же добыча на промысле стала резко падать. В конце 1931 г. закачку газа возобновили в четырех скважинах и довели до полного объема к концу 1932 г. Однако дебит промысла возрос только наполовину по сравнению с добычей нефти до перерыва процесса закачки. В конце 1935 г. была предпринята попытка перейти на заводнение пластов, которая закончилась неудачей. Когда вновь перешли на закачку газа в пласт, 3 суточный дебит промысла упал еще на 16 м. Газонефтяной фактор нагнетания возрастал постепенно, пока к началу 1941 г. не достиг 75 м3/м3;

к середине 1941 г. он достиг до 122 м*/м3 в связи с каналообразованием в пласте и пролетом газа. В конце 1941 г. было вновь пробурено 15 нагнетательных скважин, и из 70 эксплуатационных скважин стали отбирать до 44 мэ нефти в сутки. Подсчитано, что без нагнетания газа в пласт суммарная нефтеотдача со всего месторождения составила бы около 319 000 м3, принимая конечную добычу при забрасывании скважин 16 м3 по всему промыслу. Во второй половине 1941 г. фактическая суммарная добыча из месторождения составила 3 1 150 000 м. Это дает дополнительную нефтеотдачу около 2150 м*/га. Те же расчеты показывают, что дальнейшая закачка Вторичные методы добычи нефти таза вплоть до заброса месторождения обеспечит суммарную добычу нефти около 1 198 000 ж 3 нефти или даст прирост добычи, связанной с закачкой газа, 31 % к нефтеотдаче на первичном этапе разработки месторождения. 9.9. Практическая сторона закачки газа в пласт. Необходимыми условиями успешного осуществления процесса закачки газа в пласты с целью повышения нефтеотдачи являются те же, что и при заводнении, а именно: непрерывность и однородность продуктивного коллектора и достаточно высокое остаточное нефтенасыщение. Однако выразить эти условия количественным путем не представляется возможным. С экономической стороны однородность пласта при нагнетании газа не является уже столь необходимым условием эффективности процесса, как при заводнении. Пролет газа в эксплуатационные скважины сопровождается малым количеством вытесняемой нефти, а между тем снабжение и компримирование газа стоит довольно дорого. Эксплуатационные расходы, которые возрастают при каналоебразовании в пласте для процесса заводнения, увеличиваются и при пролете газа через пласт. Однако при заводнении пласта, когда вода прорывается в эксплуатационные скважины, расходы ио извлечению жидкости из скважины возрастают, а при пролете газа повышенные газонефтяные факторы не отражаются на эксплуатационных расходах. Заводнение нефтяных пластов оказалось безуспешным в песчаниках Венанго в Пенсильвании, между тем как нагнетание воздуха и газа было весьма эффективным, несмотря на фациальную изменчивость породы коллектора. Высокая насыщенность последнего связанной водой и низкая нефтенасыщенность могут также явиться благоприятными факторами при выборе процесса нагнетания газа по сравнению с закачкой воды. Остаточная нефтенасыщенность пласта при закачке газа имеет несколько отличное значение, чем при процессе заводнения. В последнем случае это есть разница между остаточным нефтенасыщением в начале закачки воды в пласт и величиной его — примерно 25—30%, которая может иметь место после затопления последнего, учитывая при этом эффективность заводнения. Полученная величина определяет собой ожидаемую суммарную добычу нефти от закачки воды. При закачке газа остаточная нефтенасыщенность определяет рост газонасыщения перед тем, как газонефтяные факторы становятся слишком велики для получения дальнейшей нефтеотдачи. Так, рост газонасыщения с 30 до 40% соответствует одина.ковой суммарной нефтеотдаче пласта: при начальном нефтесодержании 35% и водонасыщенности 35% или же при начальной нефтенасыщенности 50% и водонасыщенности 20% для одинаковой пористости в обоих случаях. Закачка газа может оказаться вполне успешной при первых условиях нефте- и водонасыщенности и оказаться неудачной, если газ закачивать в породу Глава с той же остаточной нефтенасыщенностью 35% и водонасыщенностью 20%. Как показывает рассмотрение теории в параграфе 9.7, газовые факторы при установившемся состоянии прохождения газа через пласт растут экспоненциально с ростом насыщения пласта свободным газом. Однако при высокой водонасыщенности пласта (45% или выше) низкое нефтенасыщение, сохранившееся в пласте в результате механизма вытеснения при режиме растворенного газа, не дает дополнительной нефтеотдачи при закачке газа в пласт ввиду плохой подвижности нефти в пластовых условиях. Когда водонасыщенность пласта мала, то возможная суммарная нефтеотдача при заводнении обычно выше по сравнению с закачкой газа. Но с практической стороны нагнетание газа Таблица Плотность размещения скважин при закачке газа в пласт Средняя глубина пласта, м 240 300 150 660 270 510 675 690 900 90 285 300 97,5 450 Штаты Средняя мощность Количество га Количество га на нагнетана эксплуатапродуктивной тельную сква- ционную сква* зоны, м жину жину 10,5 12 6,6 8,1 3,6 4,5 3,0 7,5 8,1 7,5 12 12 7,5 6,0 14,1 12 13,5 6,9 10,5 5,1 4,1 2,16 1,84 16,6.6,4 169,2 240,0 60,0 75,0 7,8 8,0 39,0 8,6 16,6 16,7 21,2 2,96 32,00 6,4 12,0 0,86 0,52 0,56 4,52 1,6 11,64 28,0 7,0 7,5 1,25 1,92 2,17 1,94 6,1 5,2 3,85 1,48 4,48 1.2 6, Пенсильвания Западная Виргиния Огайо Кентукки Иллинойс Канзас — 345 780 570 Тексас Вторичные методы добычи нефти в пласт и в этом случае обладает некоторыми экономическими преимуществами при достаточном газоснабжении, так как закачку газа можно проводить в старых скважинах при скромных расходах на ремонт, с небольшим риском и малыми капиталовложениями. Закачку газа в пласт обычно проводят, не прибегая к специальным сеткам размещения скважин и, как это видно из табл. 26, при большем количестве эксплуатационных скважин, нежели нагнетательных. Прирост суммарной добычи в результате закачки газа в пласт даже при успешных результатах бывает значительно меньшим по сравнению с результатами, получающимися при заводнении пластов. Начальная реакция пласта на закачку газа отмечается, обычно спустя 1—6 мес. после начала работ по нагнетанию, а пик нефтедобычи наблюдается на второй год. Получающийся пик не превосходит двойной величины начального дебита пласта до производства работ по закачке. В табл. 27 приведены значения средней суммарной нефтеотдачи в различных нефтяных пластах для выполненных проектов закачки газа.

Таблица 27 Подсчитанная суммарная нефтеотдача от закачкн воздуха или газа Подсчитанная суммарная нефтеотдача/ мг/га 88—1028 60 400—560 • 400—680 600 1220 1080—1320 500—800 520 1840 Штаты Пенсильвания Продуктивный пласт Песчаники Венанго Брэдфордский песчаник Гордон Биг инджэн Кинер Вир Корниферос Бартльсвильский песчаник То же Накаточ Блоссом Западная Виргиния Кентукки Канзас Оклахома Луизиана Малая нефтеотдача для брэдфордского песчаника, приведенная в табл. 27, не является типичной для всех осуществленных проектов по закачке газа в Брэдфорде. Однако закачка газа в брэдфордский песчаник не получила широкого распространения потому, что даже успешно осуществленные проекты не дали Глава той суммарной нефтеотдачи, которую получили при заводнении пластов. Рост нефтедобычи, возникающий при закачке rasa в пласт, в значительной степени связан с увеличением перепада давления по отношению к остаточной величине его, сохранившейся в пласте к концу нормального истощения пласта при режиме растворенного газа. Если установившаяся добыча из пласта связана с гравитационным дренированием, то давление нагнетания накладывается на напор столба жидкости, поддерживающего фильтрацию под действием силы тяжести. Нагнетаемый газ может явиться также дополнительным проталкивающим агентом при слабой нефтеотдаче из относительно неистощенных малопроницаемых коллекторов с режимом растворенного газа. Низкая проницаемость этих зон и их повышенное остаточное пластовое давление будут создавать дополнительные сопротивления нагнетаемому газу. Но, если газ проникает в эту часть продуктивного коллектора, то он вытеснит больше нефти, чем при пролете газа в истощенных пластах с высокой проницаемостью. Для борьбы с пролетом газа в связи с послойным изменением проницаемости в нагнетательных скважинах часто устанавливают пакеры для отделения зон, в которых наблюдаются сильные утечки газа. Были произведены опыты по селективной закупорке сильно проницаемых зон. Были опубликованы результаты успешных опытов с закачкой воды в нагнетаемый газ для снижения эффективной проницаемости в коллекторах с высокой физической проницаемостью. Для получения эффекта от всех указанных технических мероприятий необходимо, чтобы в пласте отсутствовала сплошная проницаемость по вертикали и имелись бы глинистые пропластки или иные горизонтальные литологические барьеры. Несмотря на отрицательные результаты лабораторных опытов, периодическая закачка газа в пласты является, повидимому, эффективной в некоторых неоднородных пластах, противодействуя пролету газа и образованию каналов в последних. Эта практика базируется на том, что при временном закрытии нагнетательных скважин, но с продолжением работы эксплуатационных скважин быстрое истощение газосодержания и пластового давления в высокопроницаемых зонах вызывает перемещение в них нефти из более плотных слоев. При возобновлении закачки газа нефть будет эффективно и быстро вымываться последним из повторно насыщенных проницаемых зон по сравнению с условиями, когда нефть будет непосредственно вытесняться из малопроницаемых частей коллектора нагнетаемым в него газом, с одновременным пролетом его через проницаемые зоны пласта. Если участки коллектора с различной проницаемостью соединяются между собой и допускают перемещение нефти по, вертикальному сечению пласта, а периоды закрытия нагнетательных скважин довольно продолжительны (порядка месяцев), можно ожидать хороших результатов от применения этого способа.

Вторичные методы добычи нефти Отрицательное заключение об этом методе, полученное из лабораторных опытов, связано, возможно, с отсутствием такой послойной изменчивости проницаемости в кернах, подвергшихся испытанию, какие можно наблюдать в естественных условиях. Для^. повышения эффективности процесса закачки газа было испытано чередование работы нагнетательных скважин для посылки нагнетаемого газа в те участки продуктивного пласта, откуда нефть так быстро не вытесняется. Эту практику можно рассматривать тождественной повороту схемы размещения скважин для индивидуальных групп нагнетательных скважин, что теоретически должно уменьшить или даже полностью устранить образование застойных участков при вытеснении нефти из отдельного элемента сетки размещения скважин. Однако повышение эффективности вытеснения таким путем вызывает сомнение в отношении компенсации экономических затрат, связанных с уменьшением расходов при нагнетании газа и удлинении срока «разработки», ввиду неполного использования нагнетательных скважин. Некоторые лабораторные исследования показали, что более высокие темпы нагнетания газа увеличивают суммарную нефтеотдачу. С теоретической стороны чисто геометрические свойства схем вытеснения при установившемся состоянии и их эффективность не зависят от абсолютных расходов и давлений нагнетания так же, как и при заводнении нефтяных пластов. Более того, последние лабораторные опыты подтвердили, что суммарная нефтеотдача определяется скорее объемом газа, прошедшего через пласт при среднем давлении, по сравнению с объемом газа при атмосферном давлении. Высокие давления при нагнетании газа интенсифицируют нефтеотдачу. Однако можно ожидать, что количество вытесняемой нефти из пласта на единицу объема газа в стандартных условиях будет в этом случае меньше по сравнению с закачкой газа при низких давлениях. Недостатки, связанные с применением низких давлений, компенсируются повышенной суммарной нефтеотдачей. Если же эффективность местного вытеснения нефти из пористой среды возрастает, как показывают лабораторные опыты, при повышенных градиентах давления, то. дополнительная добыча от закачки газа при высоком давлении будет еще выше. Имеются данные, указывающие на рост нефтеотдачи в естественных условиях от применения высоких градиентов давления. Однако желательно получить дополнительный материал с промыслов для установления интервалов давления, в которых наблюдается этот эффект. Успешное применение вторичных методов добычи нефти на данном месторождении при помощи закачки газа и оценка полученного эффекта аналогичны той же задаче, которая была рассмотрена для заводнения нефтяных пластов. Необходимо раньше всего установить непрерывность и относительную однородность продуктивной зоны и подсчитать оста Глава точные запасы нефти в ней. Если нефтяной пласт уже обводнен, то закачка газа в него лишена смысла. Точно также продуктивная площадь, на которой происходило эффективное дренирование нефти под действием силы тяжести, не представляет интереса для закачки газа. Вместе с тем в пласте с режимом растворенного газа, обладающим непрерывностью, однородностью и содержащем умеренное или низкое количество связанной воды, результаты применения закачки газа зависят в значительной степени от источников газоснабжения, количества и стоимости нового бурения и капитального ремонта старых скважин, а также от проницаемости продуктивного пласта. Значение проницаемости определяет приемистость нагнетательных скважин и зависимость между сроком разработки и расстоянием между скважинами. Абсолютное значение нефтенасыщенности пласта при закачке газа во многих случаях не является критическим фактором, как это признано для процессов заводнения. Эффективность вытеснения нефти при нагнетании газа в пласт в значительной степени контролируется насыщением его свободным газом при условии, что нефтенасыщенность пласта значительно превосходит низкий предел ее, определяющий подвижность нефти в породе. При осуществлении заводнения нефтяного пласта для оценки эффективности процесса необходимо только предварительное определение остаточной нефтенасыщенности, если даны достаточная мощность, пористость, непрерывность и однородность продуктивной зоны. При оценке процесса закачки газа в пласт необходимо заранее установить оба параметра: нефтенасыщенность и водонасыщенность. В связи с неполнотой охвата площади пласта нагнетаемым газом и пролетами его вследствие неоднородной проницаемости можно получить при закачке газа уменьшение остаточной нефтенасыщенности на 4—8% для легких и средней плотности нефтей. Вязкость нефти при закачке газа в пласт является более важным фактором, чем при заводнении. При любом содержании в пласте жидкостей стремление газа к обходному движению и значение газонефтяного фактора будут пропорциональны вязкости нефти. Суммарная нефтеотдача и насыщение свободным газом при истощении пласта на режиме растворенного газа сравнительно малы для нефтей с уд. весом выше 0,933 и в свою очередь создают неблагоприятные условия для получения дополнительной добычи нефти путем закачки газа в пласт. Однако низкая нефтеотдача здесь связана в основном с высокой вязкостью нефти. Влияние вязкости приобретает особенное значение после того, как растворенный газ выделился из нефти, а пластовые давления снизились почти до атмосферного. В этом случае получение дополнительной нефтедобычи при нагнетании газа с низким давлением вряд ли будет эффективным, несмотря на малое значение начальной газонасыщенности пласта. Вызывает сомнение успешность применения закачки газа Вторичные методы добычи нефти для вторичной эксплуатации, если уд. вес пластовой нефти выше 0,933. Экономический предел применения нагнетания газа : в пласт определяется из зависимости «проницаемость — насыщение», исходя из уравнения где R — предельное значение газонефтяного фактора для экономически выгодного процесса;

у — относительная плотность газа при среднем давлении в пласте;

//н, Н> —вязкость нефти и газа;

fiH — объемный коэффициент пластовой нефти;

kfjkn •—• отношение проницаемостей по газу и нефти. Решая уравнение относительно последней величины, можно определить среднюю остаточную нефтенасыщенность пласта к моменту его забрасывания при условии, что известны изменения нефтенасыщенности пласта. Расстановка скважин при нагнетании газа в пласт обычно определяется, исходя из экономических факторов и эксплуатационных расходов, учитывая существующую сетку скважин, проницаемость пласта и возможные источники газоснабжения. Выше было показано, что расстояние между скважинами берется в самых широких пределах. Можно считать, что срок разработки месторождения при помощи закачки газа в пласт меняется приблизительно обратно пропорционально плотности нагнетательных скважин или пропорционально квадрату среднего расстояния между нагнетательной и эксплуатационной скважинами. Однако имеются данные по закачке газа на некоторых промыслах Венанго в Пенсильвании, которые показывают, что фактическая суммарная нефтеотдача быстро падает с увеличением расстояния между скважинами, когда последнее выражено среднегеометрическим расстоянием между нагнетательными и эксплуатационными скважинами. Так, при среднем уплотнении 0,8 га на скважину суммарная нефтеотдача составляет 3 3 119 м /гам, а при уплотнении 1,6 га только 46 м /гам. Возможно, что столь высокая реакция суммарной нефтеотдачи на расстояние между скважинами связана с неправильным, линзовидным характером залегания песчаников Венанго. Тем не менее, если такая или аналогичная ей форма связи между нефтеотдачей и размещением скважин будет установлена и для других пластов, то полученная величина будет иметь большое значение при выборе расстояния между скважинами. Ожидаемая нефтеотдача от закачки газа в пласт не имеет твердо установленной величины. В отдельных случаях получают столько же дополнительной нефти, сколько ее было получено на первичном этапе эксплуатации. Однако большая часть осуществленных на практике проектов закачки газа показала предел дополнительной нефтеотдачи из пласта — 50% от первичной добычи, а в среднем 20—30%.

Глава В ряде случаев закачка газа в пласт тянулась свыше 20 лет, но большая половина дополнительной добычи была получена за первые 3—5 лет. Сравнительная оценка газа и воздуха, как рабочих агентов для закачки в пласт, зависит в значительной степени от экономических факторов. Повышенная растворимость природного газа в пластовой нефти делает применение его для целей нагнетания более предпочтительным по сравнению с воздухом, несмотря на то, что указанное свойство не имеет большого практического значения. Однако закачка воздуха в пласт вызывает часто коррозию подземного оборудования, образование взрывчатых газовоздушных смесей, окисление нефти, в результате чего образуются продукты, закупоривающие пласт, увеличивает отложения парафина и разжижает добываемый газ так, что его нельзя применять для отопительных целей.

ГЛАВА КОНДЕНСАТНЫЕ ЗАЛЕЖИ ЮЛ. Введение. Основной проблемой при исследовании различных типов нефтеносных пластов, разобранных в предыдущих главах, было динамическое взаимодействие между жидкостями и их носителями — пористыми средами. Физические и термодинамические свойства жидкостей являлись параметрами, влияющими лишь на особенности пластового режима. Конденсатные пласты отличаются тем, что термодинамическое поведение нефтяных жидкостей служит контролирующим фактором их режима и промышленной оценки. Поэтому эти пласты рассматриваются отдельно, хотя гидрогазодинамические явления в них контролируются теми же основными законами для течения жидкости в пористой среде \ что для нефти и природного газа. 10.2. Характеристика углеводородных жидкостей в конденсатных пластах. Из конденсатных пластов добывают жидкую углеводородную фазу, которая обычно называется «конденсатом», или «дестиллатом». Обычно эта жидкость бесцветна или имеет соломенный цвет 2 и плотность 0,786 г/см3 и ниже. По сравнению с добычей нефти она связана с высокими газовыми факторами — порядка 2000 м3/мэ или выше. С физической стороны наиболее важной характеристикой конденсата является тот факт, что в пласте, из которого он извлекается, конденсат не является жидкостью. В большинстве пластовых условий конденсат представлен углеводородной смесью в единой газовой фазе или же на точке Исключая поправку на проницаемость для влажного газа вследствие присутствия в пласте связанной воды установлено, что в основе динамики конденсатных пластов лежит теория движения однофазной жидкости в пористой среде при условии, что давление в нем поддерживается «циркуляцией» газа. Представление об однородной жидкости даже при истощении пластового давления должно создать с практической точки зрения удовлетворительное приближение к состоянию пласта. 2 Темная окраска, иногда наблюдаемая в конденсатных жидкостях, в большинстве случаев связана с примесью небольших количеств нефти или тонкодисперсного битуминозного материала, захваченного жидкостями из пластовой породы в процессе их прохождения к забоям эксплуатационных скважин.

Глава конденсации. Такое фазовое превращение может происходить внутри пласта в результате падения давления при изотермической ретроградной конденсации. Жидкость, образовавшаяся таким путем в пласте, обычно остается заключенной в недрах и составляет лишь незначительную часть жидкого продукта, извлекаемого на поверхность. Большая часть конденсата, фактически извлекаемого на поверхность, получается из газа путем более общих превращений ретроградной фазы при одновременном падении пластового давления и температуры в процессе подъема пластовой жидкости по фонтанным /7 трубам. Количество извлекаемой жидкой фазы зависит и знав чительной степени от раз1 личных методов обработки \ \ газа, получаемого со сква\\ жин или проходящего через \\\ I сепараторы, с целью извлечения дополнительно конденсирующихся углеводороl II дов, все еще присутствуюtI щих в газовой фазе по достижении поверхности. Обычно считается, что Температура* конденсатные месторождеФиг. 180. Схема фазового изменения ния состоят из /коллекторов, пластовой углеводородной жидкости содержащих газовую фазу. для конденсатного пласта. Однако универсальности поТ —температура пласта, С — критическая точдобных условий нельзя наа ;

1 — кривая точки парообразования;

2 — кривые блюдать или ожидать зараточки конденсации;

15, 10, 5, 0 — количество жидкой фазы в %. нее. Если жидкость из конденсатного пласта представлена ненасыщенным газом, т. е. единой фазой выше точки конденсации, как это показано точкой А на фиг. 180, она не может находиться в равновесии с жидкой фазой, а когда возникает равновесие, то жидкая фаза исчезает. Если конденсат представлен насыщенным паром 1 при давлении точки конденсации, как в В, он может сосуществовать с жидкой фазой, и комплексная система из газа и жидкости тогда эквивалентна нормальной разделенной двухфазной системе. Если же газовая фаза является избытком по отношению к растворившемуся количеству его в жидкости, то последняя отражает уже «сырую» нефть с ее темным цветом и относительно высоким удельным весом. В условиях равновесия состав «сырой» нефти аналогичен жидкой фазе, конденсирующейся из газа, при условии, что ее температура или давление будут снижены. Если исключить « к п В большинстве конденсатных залежей давление точки конденсации при пластовой температуре для добытых первоначально жидкостей соответствует пластовому давлению в пределах неточностей эксперимента.

Конденсатные залежи явление обратной конденсации газа,.можно было бы рассматривать такой пласт в целом как нормальный коллектор нефти с налегающей газовой шапкой. Из этих соображений следует, что не существует термодинамического ограничения для соотношения между жидкой (сырой нефти) фазой и конденсатной газовой фазой, которые могут вначале сосуществовать в пласте. В большинстве конденсатных газовых коллекторов наблюдаются оторочки сырой нефти;

в некоторых же месторождениях нефтяные зоны определенно отсутствуют. При наличии нефтяных оторочек их величина может быть так мала, что не представляет никакого практического значения, или же настолько велика, что превышает по значению содержание газовых шапок. Знание состава газов, из которых получается конденсат, облегчает понимание их свойств по сравнению с газонефтяными смесями. Такой сравнительный анализ (в процентах молей) для типичных углеводородных систем обоих типов дан в табл. 28, где видно, что выделенные газовые фазы не отличаются резко * по своему Т а б л и ц а 28 Типовой состав конденсатного газа и газонефтяной смеси Насыщенный пар Углеводороды газ коденсат пластовая жидкость 82,38 4,28 3,51 1,61 3,03 0,60 0,68 0,99 2, 100, Газонефтяная смесь газ нефть пластовая жидкость 45,26 3,07 2,30 2, 2, Метан Этан Пропан Изобутан.... н-Бутан Изопентан.... к-Пентан.... Гексаны Гептаны и тяжелее 85,69 4,45 3,64 1,57 3,С6 0,35 0,45 0,34 0, ~ _ 0,19 2,53 2,22 6,77 6,37 17,36 64,56 100, 80,53 0,31 5,37 0,14 3,85 0,33 \ 3,70 0, / 1,97 1,17 2,49 3,29 93, 2, 1,75 43,08 100, С у м м а.. 100,00 Молекулярный вес гептанов и более тяжелых углеводородов 100,00 100, Газовая фаза смеси «сырая нефть—газ» в табл. 28 значительно богаче тяжелыми конденсирующимися компонентами по сравнению с опубликованными составами природных газов. Последние обычно относятся к образцам сепараторного газа, в то время как газовая фаза, приведенная в табл. 28, относится к газу, полученному непосредственным мгновенным парообразованием пластовой жидкости на точке насыщения Глава составу, но жидкий конденсат имеет меньшее содержание гептанов и более тяжелых углеводородов, чем нефть. Кроме того, средний молекулярный вес этих компонентов значительно ниже для конденсата. Еще более важным фактом является, что в газонефтяной смеси имеется 1,27 молей газа на моль жидкости;

соответствующее соотношение для конденсатной системы составляет 25. Эти характеристики состава придают особые свойства жидкости конденсатного пласта. Конденсатные пласты были установлены в начале 30-х годов. С тех пор их находят все чаще, особенно на площади, примыкающей к побережью Мексиканского залива, что, несомненно, связано с ростом глублн бурения за последние 10 лет 1. Существование конденсатных месторождений приписывается обычно более высоким давлениям и температурам, преобладающим на больших глубинах. Однако контролирующими факторами в газоконденсатных пластах скорее являются давление и состав углеводородных смесей, но не температура. Из фиг. 180 видно, что изотермическая ретроградная конденсация при падении давления от точки конденсации наступает при температурах выше критической и давлениях вблизи 2 критического. Критические температуры конденсатных жидкостей соответствуют некоторому типу средней 3 для отдельных компонентов, а пластовые температуры превышают их даже на очень мелкой глубине. Отсюда только температурный фактор не ограничивает залегания конденсатных месторождений большими глубинами. Однако их критические давления обычно значительно выше критических давлений отдельных составляющих. Пластовое давление приближается к ним или превышает их лишь в глубоко залегающих месторождениях. Отсюда вероятность нахождения углеводородных смесей конденсатного типа по существу выше при высоких давлениях и температурах, приуроченных к более глубоким горизонтам. Так как давление точки конденсации представляет естественную отправную точку при рассмотрении фазового поведения жидкостей коиденсатного пласта, необходимо знать, как давлеСтатистический анализ конденсатных залежей, открытых до 1945 г., основывающийся на обзоре 224 месторождений, показывает, что около 88% этих месторождений были найдены на глубине, превышающей 1500 м, и что средняя глубина у 60% примерно превышает 2100- м. 2 Интервал давлений, в пределах которого может существовать изотермическая ретроградная конденсация по отношению к критическим, зависит от того, принадлежит ли фазовая диаграмма «давление—температура» к типу, приведенному на фиг. 8, а или 8, в. Давления должны быть меньше критических для фиг. 8, а и могут быть выше или ниже для фиг. 8, в, так что давления конденсатных залежей должны находиться лишь в «интервале» критических. 3 Подобное осреднение возникает для бинарных углеводородных смесей, но критические температуры более комплексных систем резко отклоняются от молярных средних и могут быть даже вне интервала критических температур отдельных компонентов.

Конденсатные залежи ние точки конденсации может меняться с температурой и общим составом углеводородной смеси. При постоянном газовом факторе и температуре давление на точке конденсации уменьшается с уменьшением плотности нефти, причем скорость изменения наиболее высока при малых газовых факторах и более высоких температурах. В интервале высоких газовых факторов давление на точке конденсации монотонно увеличивается с уменьшением газового фактора при постоянной температуре и плотности нефти;

его связь с газовым фактором наиболее резко проявляется для нефтей с высоким удельным весом;

его изменение с температурой не является монотонным. 10.3. Процесс истощения в конденсатных пластах. Если бы ретроградные явления отсутствовали, конденсатная однофазная залежь вела бы себя как газовое месторождение. Добыча конденсата была бы пропорциональна количеству отобранного газа. Пластовое давление уменьшалось бы линейно с ростом общего отбора, за исключением влияния возможного сокращения площади коллектора, благодаря внедрению воды и медленному изменению коэффициента отклонения газа с давлением. В результате ретроградной конденсации по мере падения пластового давления может произойти потеря жидкого содержимого газовой фазы, и борьба с этими потерями представляет сущность задачи по оценке и установлению режима работы конденсатного месторождения. Фазовые зависимости можно определить для любого из двух типов процесса испарения — однократного и дифференциального. Когда состав и масса смеси поддерживаются постоянными при меняющемся давлении и объеме, фазовая зависимость соответствует линии BDE при изотермическом процессе (фиг. 180). Изменение количества жидкой фазы, образующейся при этом, характеризуется кривыми на фиг. 181 для смесей конденсата и газа из месторождения Палома в Калифорнии. Для трех из этих кривых температура была 121° С, а газовые факторы соответственно 965, 1330, 2600 м3/м3. Для четвертой кривой темпера3 3 тура была 87,7° С, а газовый фактор 1330 м /м. Видно, что объем жидкости имеет максимум во всех случаях, исключая кривую ///, максимум для которой, очевидно, лежит ниже 68 ат. Эти максимумы ретроградной конденсации соответствуют точке D на фиг. 180. Падение содержания жидкости при низких давлениях представляет процесс нормального испарения. Точка раздела отступает к более высоким давлениям при малых газовых факторах 2, т. е, для жидкостей, богатых содержанием конденсата. КоДавление точки конденсации относится лишь к верхней части кривой указанной точки между температурами критической и крикондентерма, которые иногда называются «ретроградными> точками. 2 Максимальные давления конденсации довольно высоки на фиг. 181 вследствие относительно низких газовых факторов для смесей. Они уменьшаются с ростом газовых факторов или с уменьшающейся плотностью комплексной пластовой жидкости и часто располагаются в интервале 68—102 ат.

Глава личество сконденсированной жидкости возрастает с понижением газового фактора. Сравнение кривых II и IV и фиг. 180 показывает, что ретроградное накопление жидкости понижается с ростом пластовой температуры. Падение давления при постоянном составе смеси не соответствует процессу, возникающему на практике, но оно характеризует одну из основных проблем разработки конденсатных пластов при истощении давления. Удельные объемы однородных жидкостей на точке конденсации для кривых /, //, ///, IV составляют I Орз ^ 0, • * *,—— к л L N I \ Щ — — • та N \ \ V -"••в 0, — **""Г[И *—I» о^ S ДсЗление, cm Фиг. I8l. Кривые конденсации жидкости для комбинированных образцов газа и конденсата из месторождения Палома для постоянной температуры и газонефтяного фактора R.

Для кривых /, //, /// T=*l2l° С, Я = 965, 1330 и 2600 -«з/жЗ. Для кривой IV Т«=87,7°С, i? •= 1330 JH^JM^. Объемные единицы относятся к I кг общей смеси.

3,1;

3,4;

4,3 и 3,05 дмг/кг. Отсюда следует, что максимальные объемы конденсации представляют соответственно 18,1;

11,2;

2,75;

16,4% первоначального углеводородного содержимого, или порового пространства. Если де дает эти значения в долях пластового объема, а насыщение связанной водой будет QB, TO максимально возможное среднее насыщение жидкостью при этом процессе составит Qn-hQe(l — Qn) Если даже конденсат добавить к воде как непрерывную жидкую фазу, то проницаемость для него будет, очевидно, чрезвычайно мала. Более вероятно, что конденсат распределяется в пласте как рассеянная фаза. Продуктивный пласт не обладает никакой проницаемостью для конденсата, за исключением, возможно, призабойной зоны Конденсатные залежи с очень высокими градиентами давления 1. Поэтому конденсат остается заключенным в недрах и не извлекается до тех пор, пока в пласте не возникнет вторично частичное испарение после падения пластового давления ниже точки максимума конденсации. Именно эта возможная потеря жидкого содержимого пластовых жидкостей играет основную роль в оценке конденсатного пласта и определении метода его разработки и эксплуатации. Кривые фиг. 181 показывают основные ретроградные характеристики жидкостей из конденсатных пластов и опасность потери конденсата при эксплуатации последних. Однако количественного значения эти кривые не имеют. Даже если падение давления в естественных условиях наступает после мгновенного испарения, общее отделение жидкой фазы, приведенное на фиг. 181, не соответствует фактическим объемам жидкого дегазированного продукта. Объясняется это тем, что жидкая фаза содержит значительное количество более легких углеводородов, выделяющихся в газообразном состоянии при атмосферных условиях. Более существенным является падение давления в результате отбора части пластовых жидкостей. Так как из пласта поступает лишь газовая фаза, то состав системы непрерывно меняется вследствие отсутствия подвижности у сконденсированной жидкости. Поэтому в пласте происходит дифференциальный процесс падения давления и истощения. Количество жидкого конденсата в таких условиях, очевидно, меньше по сравнению с тем, когда вся газовая фаза поддерживается в контакте с жидкостью. Данные о фазе и объеме, моделирующие режим истощения в естественном конденсатном пласте, можно получить из экспериментов с падением давления в сосуде с пробой пластовой жидкости, где это падение вызвано отбором газа. Общие характеристики фазы и состава в конденсатном пласте, где происходит истощение давления, приведены на фиг. 182. Кривые получены путем сочетания экспериментальных данных и вычисленных анализов для содержимого газовой шапки с точкой конденсации при 200 ат и пластовой температуре 90°. Необходимо отметить, что максимум конденсирующейся жидкости составляет здесь лишь 8,2% углеводородов, заполняющих поровое пространство. Кроме того, объем, который занимает фракция С 4 + при 15,5° С, составляет примерно 70% всей суммы в точке ретроградного максимума. Содержание в извлекаемом газе фракции С4+, т. е. газовая фаза в равновесии с пластовой жидкостью, убывает от начального значения 0,7172 дм3/м3 до значения 0,425 дм3/м3 по мере увеличения конденсации жидкости в пласте. Вскоре после установления нормального испарения содержание в газе фракции С 4 + резко возрастает, в то время как Это положение полностью соответствует неподвижности распределенной газовой фазы с низким насыщением, пока оно не возрастает до «равновесного насыщения» (параграф 4.6).

Глава при дальнейшем снижении давления объем пластовой жидкости убывает. 'Если бы все количество С 4 + в отобранном газе было превращено в жидкую фазу, верхняя кривая на фиг. 182 показала бы изменение газового фактора в комплексной струе, поступающей из скважины, на протяжении всего периода эксплуатации.

78 65 52 % \ \ \ / / У ~ ^. / ——* / 7, ^** »iiii ми р | —«— Л •' •• N. \ \ Жидкость 8 парада Z Q — ~ 68 №, ата.

?.ач Фиг. 182. Экспериментальные кривые для жидкого конденсата и содержания С 4 + в добываемом газе, в зависимости от падения давления в результате естественного истощения конденсатного пласта. Объемы жидкости относятся к начальному поровому пространству, занятому углеводородами на 100 м*.

1—С4+ в добываемом газе;

2—общее количество 3— фракция C 4 -f при 15,5° С. жидкости,* Детальное изменение состава фазы сконденсированной жидкости в пласте изображено на фиг. 183. Концентрация легких и более летучих компонентов — метана, этана и пропана — непрерывно понижается с уменьшением давления 1. Одновременно концентрация наиболее тяжелого компонента С 7 + монотонно увеличивается.

Состав должен быть сырой нефти, конденсатного первой жидкой фазы, образующейся при падении давления, тождественным с составом любой пластовой жидкости или насыщенной газом, лежащим ниже или в равновесии с газом пласта в точке конденсации.

Конденсатные залежи Концентрация промежуточных составляющих сначала несколько падает, затем усиливается для различных интервалов давления и для С 4 и С 5 вновь снижается в интервале более низкого давления. Плотность жидкой фазы с убыванием давления непрерывно повышается. Состав газовой фазы или добытого газа, соответствующий фиг. 182 и ^ 183, приведен на фиг. 184 | по отношению к давлению. | Общее поведение ожижа- ^ емых компонентов С 4 и § более тяжелых повторяет у поведение комплексной t, кривой С 4 + на фиг. 182. | Концентрации летучих со- ц ставляющих Ci до Сз ме- ^ няются не резко по срав- | нению с начальными зна- 3 чениями в жидкости на точке конденсации. Такие кривые особенно ценны для установления характера продукта, извлекаемого из пласта, при люU)V бом состоянии истощения " ~" jv вв юг И Суммарной добычи КОНденсата. Так, общее число молей Г-iro компонента iVi на единицу объема плаДавление, amd ^ Экспериментальные кривые измефиг нения состава жидкой фазы углеводородного содержимого пласта, приведенного на стового ггространства, заФиг- 1 8 2 * нятого углеводородами, извлеченных к моменту падения давления от своего первоначального значения р\ до р, равно — RT J -J- С Pi пАр (1) где щ — текущая концентрация фракции в молях, указанная на фиг. 184;

R — газовая постоянная на моль;

Т—пластовая температура;

Z — коэффициент отклонения для газа, который можно вычислить с удовлетворительной точностью, исходя из его состава. С практической стороны допущение медленного изменения значения Z и пренебрежение объемом жидкой фазы, налагаемые уравнением (1), не должны вызывать серьезных ошибок. Из Глава общей добычи в молях, вычисленной согласно уравнению (1), можно подсчитать общую добычу жидкой фазы для разных групп тяжелых компонентов. Кроме того, можно рассчитать путем применения равновесных соотношений (параграф 2.10) разделение всех компонентов на поверхности между газовой и жидкой фазами;

их индивидуальные доли участия в общей добыче могут быть определены в зависимости от давления. Общая добыча, подсчитанная по такому методу для другого конденсатного пласта, приведена на фиг. 185. Кривая, обозначенная термином «устойчивый конденсат», показывает общую жидкую фазу, полученную в мерниках через сепараторы. Первоначальное углеводородное содержание пластовых жидкостей, к которому относится фиг. 185, было соответственно рассчитано на э 1000 м порового пространства: 97,95;

104,78;

118,83 и 132,44 м3 для п-С 5 +;

/-С 5 +;

я-С 4 +;

Из фиг. 185 видно, что если пласт разрабатывается простым истощением до давления 34 ат, 68 № 136 170 гочобщая отдача конденсата Давление.а та. составляет 48,16 м3 n-Cs-\-;

54,72 м3 г-С 5 +;

63,73 м* Фиг. 184. Экспериментальные кривые изменения состава добываемых углеводородных я-С4-г- и 76,61 м3 i-d+ 3 3 жидкостей для систем, приведенных на на 10 м (порового профиг. 182. странства. Это соответствует 49,2;

52,2;

53,6;

57,8% первоначального содержания углеводородов в пласте;

50,8;

47,8;

46,4 и 42,2% этих компонентов остались бы в пласте, если бы он работал путем истощения давления до 34 ат. Кривые на фиг. 185, полученные при помощи интегрирования кривых состава (фиг. 184), с применением уравнения (1) 1 относятся к общему извлечению жидкого продукта из фонтанной струи в скважине.

Обычно изменением величины Z пренебрегают, и площади, охваченные кривыми на фиг. 134, приняты эквивалентами интеграла уравнения (1).

Конденсатные залежи Жидкости со скважин пропускаются через установки для извлечения углеводородов с тем, чтобы удалить конденсируемые компоненты из сепараторных газов. Если бы только извлекались устойчивые жидкие компоненты дегазированного конденсата без полной обработки газа, то было бы получено его значительно меньше от первоначального содержания конденсируемых углеводородов в пласте. Эта разница приобретает все большее значение 101, ЗУ юг щ /70 Да6лвиив% am Z Фиг. 185. Экспериментальные кривые суммарной добычи более тяжелых компонентов из газоконденсатной жидкости, полученной в результате естественного истощения пластового давления.

1—общее количество изобутана, плюс;

2— общее количество изопентана, плюс;

3 — устойчивый конденсат;

4 — обшее количество «-пентана, плюс;

5 — я-пентан плюс в жидкости;

б—я-пентая плюс в газе;

7 — точка конденсации—257 am.

по мере увеличения газового фактора, так как большие объемы газа могут захватывать соответственно большие количества конденсируемого вещества. В некоторых случаях в газовой фазе остается столько же конденсируемого жидкого продукта сколько его непосредственно извлекается, так что добыча компонентов U + без извлечения при помощи экстракционной установки или многоступенчатой сепарации может равняться половине добычи соответствующей кривым на фиг. 185. Добыча конденсата не учитывая переработки газа, определяется из вычисления существующей сепарации газа от жидкости на любой системе сепа Глава ратора, исходя из состава добываемой пластовой жидкости, характеризующегося кривыми согласно фиг. 184, а также путем интегрирования уравнения (1) на всем интервале падения давления. Дополнительные численные примеры по исследованию общего режима естественных конденсатных пластов при нормальном истощении показывают, что добыча устойчивого конденсата при истощении пластового давления составляет от 44,5 до 65,8% начального содержания углеводородов в пласте для изученных шести месторождений. Соответствующие потери в пласте колеблются от 55,5 до 34,2%. Необходимо отметить, что весь добываемый устойчивый конденсат извлекается путем трехступенчатой сепарации. В противоположность нефтяным пластам процесс истощения в конденсатных системах не зависит от динамических характеристик пласта. Предполагается также, что конденсатная залежь не представляет значительного объекта для заводнения. Зависимость между общей добычей и средним давлением можно получить согласно уравнению (1) из следующего выражения:

где Р — суммарная добыча, выраженная долей общего начального молевого содержания;

/?i, Zj — начальное давление и коэффициент отклонения пластового газа. При построении уравнения (2) конденсация жидкости не учитывается в отношении объемного замещения газовой фазы подземного резервуара и его углеводородного содержания. Объем, занятый пластовым конденсатом, обычно мал. Хотя значительная часть всего конденсируемого компонента углеводородной смеси может быть сохранена в пласте в жидкой фазе, она представляет только небольшую часть общего молевого содержания углеводородов в пласте. Так как Z представляет медленно изменяющуюся функцию давления, уравнение (2) налагает условие приближенного линейного убывания давления в зависимости от общей добычи в молях. Выражая падения давления через добычу конденсата, можно получить, что оно убывает быстрее линейной зависимости до уровня давления максимума ретроградной конденсации вследствие роста газовых факторов (фиг. 182). При еще более низких давлениях наклон кривой «давление — дебит» должен несколько уменьшаться с уменьшением газового фактора, Уравнение (2) количественно справедливо для месторождений с «сухим» газом, где нет пластового конденсата, либо вследствие того, что состояние пластового газа лежит на нижнем отрезке кривой точки конденсации, либо потому, что температура крикондентерма ниже температуры •ласта.

Конденсатные залежи Для начальной характеристики конденсатного пласта газоконденсатный фактор может указывать «жирный» ли газ в нем, или «тощий». Принято, что газоконденсатный фактор 2700 м3/мэ или ниже характеризует жирный газ, а если он превышает 7200 мг/мэ, то пластовый газ тощий. Необходимо отметить, что для строгой оценки конденсатных пластов термины «газ» и «жидкость» не имеют количественного значения. Согласно фиг. 184, газ, поступающий из пласта в скважины, значительно меняется по составу в процессе эксплуатации. Это изменение отражает основное явление ретроградной конденсации в пласте и удержание конденсированной жидкой фазы в продуктивном коллекторе, если режим последнего подчиняется истощению давления. Как следует из фиг. 183, состав пластовой жидкой фазы может меняться очень сильно в течение всего периода эксплуатации залежи. Противоположностью жидкой фазы, являющейся основой для уточнения углеводородов, добываемых из конденсатного пласта, является, очевидно, их групповой состав. Иногда общее содержание С 4 + в пласте или добываемой жидкости делится на «заводской продукт» и газ. Заводской продукт соответствует общей устойчивой жидкой фазе, которая извлекается обычно на установках по переработке газа. При детальных промышленных оценках проектов разработки конденсатных пластов бывает необходимо дальнейшее подразделение добываемой жидкости на иные компоненты;

например, «устойчивый конденсат», «газолиновые фракции», «сжиженные газы» и т. д., которые уточняются в отдельности по составу. Однако учет компонентов, выражая их через С4-|- и C7-f-, часто достаточен для предварительных целей промышленной оценки. Можно вывести также уравнение материального баланса для конденсатных пластов из уравнения 6.5(6), полученного для месторождений нефти и не содержащего допущений, лежащих в основе уравнения (2). Однако вместо характеристик р — v — Т для пластовых жидкостей оно включает такие эмпирические свойства газовой и жидкой фаз, что их определение нооит, примерно, такой же сложный характер, что и экспериментирование, необходимое для получения кривых на фиг. 182—185. Вследствие строгого ограничения его применимости это уравнение здесь не разбирается. Поскольку дело касается самого конденсатного пласта, уравнение (2) и простые видоизменения его для случаев закачки газа или поступления краевой воды удовлетворяют большинству практических целей. 10.4. Циркуляция газа в пласте. Общие соображения. Согласно уравнению 10.3(2) частичная добыча молевого содержания углеводородов из конденсатного пласта равна приближенно частичному падению пластового давления. Отсюда, если начальное давление в пласте составляет 272 ату то примерно 87,5% первоначального углеводородного содержания будет извлечено Глава к моменту падения давления до 34 ат. Однако около половины тяжелых компонентов (Cs+) может еще оставаться в пласте ввиду ретроградной конденсации. Промышленное значение потерь жидких продуктов в пласте благодаря конденсации зависит от обилия конденсата в пластовой жидкости, начального газового фактора и фактических потерь от ретроградной конденсации. В принципе можно предотвратить большую часть этих потерь путем «циркуляции» газа в пласте. Циркуляция представляет процесс закачки «сухого» газа в конденсатный пласт для замещения отбираемого 1 пластового «жирного» газа, поддержания пластового давления и предупреждения ретроградной конденсации жидкой фазы в пористой среде. С физической стороны циркуляция газа является положительным фактором;

ее практическое значение определяется всецело промышленным 2 балансом между стоимостью операций по закачке и приростом добычи конденсата по сравнению с процессом истощения пластового давления. В основном это определяется дополнительными расходами по проходке нагнетательных скважин, сжатию обработанного газа до давлений, существующих на головке нагнетательных скважин, и расходом газа, обеспечивающим эффективность процесса на определенном этапе. Объем закачиваемого газа определяется произведением остаточного нефтесодержания в единице углеводородного порового объема (в результате истощения давления) на общий поровый объем углеводородов, вытесняемых нагнетаемым газом на протяжении всего эксплуатационного периода при условии, что имеются установки по переработке газа как при циркуляции последнего, так и без нее. Потери от ретроградной конденсации, являющиеся основной причиной применения циркуляции газа, определяются соответствующим экспериментом и анализом 'пластовых жидкостей. Пластовый объем, вытесняемый сухим газом, контролируется в значительной степени геометрией размещения нагнетательных и эксплуатационных скважин, а также однородностью продуктивного коллектора. 10.5. Аналитическое определение эффективности вытеснения при циркуляции газа. Основной метод расчета эффективности вытеснения при циркуляции газа аналогичен принятому для установившегося состояния течения однофазной жидкости при работах по вторичной эксплуатации. Так как объемы закачки сухого газа в процессе циркуляции часто равны отборам жирного газа, то представление об устаноЭто мероприятие можно осуществить и путем закачки воды. При осуществлении циркуляции сепараторный газ пропускается через установки для извлечения конденсируемых углеводородов и возвращается уже обедненным обратно в пласт. Дополнительная добыча жидкого продукта обычно представляет большую часть общего прироста последнего ог проводимых операций по закачке газа.

2 Конденсатные залежи вившемся состоянии течения дает довольно точное приближение. Допущение равных вязкостей и коэффициентов отклонения для сухих и жирных газов влечет за собой крайне малые ошибки в анализе по сравнению с основным допущением об идеальной однородности пласта, которое лежит фактически в основе всех аналитических теорий. В целях упрощения анализ вытесняющей способности нагнетаемого газа проводится при допущении, что пластовая жидкость несжимаема. Вытесняющая способность, размещение скважин и фронт нагнетания для течения газового потока не повторяют строго подобных же процессов для жидкостей, но получаемая разница не имеет особого значения при условии, что общий перепад давления между нагнетательными и эксплуатационными скважинами не очень велик. В противоположность ллощадному переплетающемуся распределению нагнетательных и эксплуатационных скважин, обычно применяющемуся при вторичной эксплуатации, размещение скважин при циркуляции газа обычно характеризуется разделением нагнетательных от эксплуатационных скважин. Вследствие ограниченного потенциала извлекаемых запасов в конденсатных пластах 1 и их большой средней глубине залегания необходимо сокращать затраты на бурение скважин для удешевления стоимости конденсата. В конденсатных месторождениях часто применяют размещение скважин приблизительно 128 га на скважину. Большая плотность скважин укорачивает эксплуатационную жизнь' залежи. Стоимость скважин и установок для переработки газа, а также компрессорных станций большой мощности строго ограничивает уплотнение скважин на промысле. Обычно число нагнетательных скважин значительно меньше числа эксплуатационных скважин. Для эффективного использования ограниченного числа скважин, пробуренных для разработки конденсатной залежи, нагнетательные и эксплуатационные скважины располагаются вдоль контуров пласта. Если площадь пласта приблизительно прямоугольна, то нагнетательные скважины закладывают на одной стороне пласта, а эксплуатационные скважины на противоположной стороне для создания эффекта промывки его газом от «края и до края». Нагнетательные скважины можно также закладывать и в центральной части пласта, а эксплуатационные скважины вдоль периферии продуктивного коллектора, или, наоборот, нагнетательные скважины размещаются вдоль границ, а эксплуатационные— в центральной части. Размещение скважин должно соответствовать общей геометрии исследуемого пласта. Внутреннее распределение скважин при одной и той же степени уплотнения дает возможность более гибко контролировать «Жирный» газ, который добывается из пласта при газовом факторе 1800 м3/м3 конденсата, содержит последний в количестве 300 м3/гам пластового объема при давлении 300 ат, температуре 93° С, коэффициенте отклонения 0,9, пористости пласта 25%, насыщении связанной водой 25%.

Глава работы по закачке газа, иметь более полные сведения о характеристике пласта и возникновении канального прохождения газа в последнем, а также устанавливать влияние неоднородности пласта. Суммарная вымывная способность газа в однородных пластах выше для больших расстояний между нагнетательными и эксплуатационными скважинами. Застойные участки в пласте при размещении скважин для циркуляции газа часто концентрируются вокруг эксплуатационных скважин вследствие образования языка нагнетаемой жидкости при поступлении ее в область местного распределения давлений, создаваемого эксплуатационными скважинами. Эти застойные участки не зависят от конструкции нагнетательных У скважин и их размещения при условии, что относительдебиты скважин при ные эксплуатации и нагнетании поддерживаются постоянными, пока среднее расстояние между скважинами одного т Ф т ш щ Ф я того же профиля значительно меньше среднеФиг. 186. Схема размещения скважин г о расстояния между сквапараллельньши рядами ^ри циркуляции ^ ^ различногс/ типа. „ ' Отсюда потеря конденсата в А Светлыми кружками обозначены эксплуатационные скважины, а черными кружками—-нагнетаг ЭТИХ НеОМЫВаеМЫХ ГаЗОМ мере увеличения общей площади, находящейся под действием процесса циркуляции, или расстояния между нагнетательными и эксплуатационными скважинами. Ниже приведен анализ промывки пласта газом от одного его края до другого между параллельными единичными рядами нагнетательных и эксплуатационных скважин !. Помещая для удобства ось х параллельно нагнетательным и эксплуатационным скважинам на равном расстоянии от них (фиг. 186), можно получить формулу для распределения давления: c h 2п{ У —d)la - C Q S 2nx!a (\\ у a~ cos 2ях/а тельные скважины.

участках уменьшается по где Q — расход при нагнетании и отборе, приведенный к пластовым условиям скважин в обоих рядах;

{*> — вязкость газа;

k — проницаемость;

h — мощность продуктивного коллектора;

а — Рассматриваемый анализ показывает только основные характеристики сеток размещения скважин при циркуляции газа, где нагнетательные и эксплуатационные скважины лежат на противоположных сторонах пласта вдоль контуров последнего. Анализ основывается на допущении бесконечной площади пласта. Допущение среды с бесконечной протяженностью производится также для разбора кругового размещения скважин, хотя в обоих случаях можно рассматривать также и системы пластов конечной протяженности.

Конденсатные залежи расстояние между скважинами в ряду;

2d — расстояние между рядами. Скорость течения жидкости между нагнетательными и эксплуатационными скважинами по оси у выразится иу к др ду sh 2nd/а 2afh (2) х=* где / — пористость вытеснения, т. е. произведение пористости на часть порового пространства, занятого сухим газом. Минимум времени прохождения газа между нагнетательными ж эксплуатационными скважинами будет:

о что дает эффективность вымывания Е:

ess СХП 7Г~Г.

(4) v 2adhf a 2nd > Отсюда видно, что Е возрастает равномерно от 0 при <^ 1 до 1 при d/a> 1. Так, для d/a = 0,l;

\ п 5 — Е соответственно равно 0,204;

0,841;

0,968. Неомываемая площадь на каждую пару скважин— нагнетательную и эксплуатационную — будет A = 2a

(5) Отсюда для d/a > 1 непромытая газом площадь в момент начального поступления сухого газа 2 в эксплуатационные скважины имеет постоянное значение а /л независимо от точного значения d. Уравнения (4) и (5) подтверждают повышение вымывной способности с увеличением интервалов между нагнетательными и эксплуатационными скважинами. Уравнение (1) описывает также распределение давления между непрерывной напорной линией при у = 0 и линией эксплуатационных скважин вдоль у — d. Эффективность вымывания дана уравнением (4) и для последнего случая, хотя фронт нагнетаемого агента при эОМ будет совершенно иным. Застойтх ные участки в пласте на эксплуатационную скважину равняются половине Л, указанною уравнением (5), для размещения скважин параллельно линейным контурам тшаста. Закачка газа по периферии в круговое кольцо скважин на бесконечной площади с одновременной эксплуатацией пласта в центре его (фиг. 187) и то же размещение скважин, но при обратном расположении Глава нагнетательных и эксплуатационных скважин, также могут рассматриваться аналитически по указанной теории. Можно показать, что функции распределения давления и потока р и у) даны соответственно реальной и мнимой частями комплексной потенциальной функции:

lg (6) где R — радиус кольца;

Q—дебит нагнетания или отбора для центральной скважины;

z—комплексная переменная коордигв нат x-\-iy, или ге (фиг. 187). Из уравнения (6) -следует, что г + const.

cos п (7) и (8) Скорость течения жидкости между нагнетательной эксплуатационной скважинами вдоль 0 = 0 тогда будет Q Rn Rn - г" 2nhfr Время прохождения между 'Нагнетательной и эксплуатационной скважинами будет t о J ~г ~Q(n'+2J и эффективность вымывания для площади, заключенной в кольце скважин, Е= п (10) Для единичной пары нагнетательных и эксплуатационных ековажин (п=1) уравнение Фиг. 187. Схема кругового разме(10) дает щения скважин при циркуляции газа в пласте. Уравнение (10) также поСветлыми кружками обозначены нагнетаказывает, что эффективность тельные скважины, а черными кружкавымывания с увеличением п ми— эксплуатационные скважины. быстро приближается к единице и прирост конденсата, связанный с наличием дополнитель2 ных скважин, понижается в отношении 2/(2 + я ). Аналогично можно показать, что если нагнетательные и эксплуатационные скважины одинаково расположены под углом Конденсатные залежи 2Я/П/П, где т<п на концентрических кольцах радиусов с отношением /?, то эффективность вымывания будет п (Rn — 1) L n+ л—2 J' "' ' • ' при /?>1 уравнение ( И ) приводится к виду уравнения (10). Но при умеренных значениях R u n имеется заметная разница между эффективностью вымывания для концентрических колец и кольца с единичной центральной скважиной. Так, если R = 5, а п ==3, то уравнение (11) дает ==0,508, в то время как уравнение (10) дает = 0,60. Для / ? = 1 0, я — 3 уравнение (11) дает ==0,574. Этот вывод налагает условие, что эффективность вымывания возрастает с увеличением расстояния между нагнетательными и эксплуатационными скважинами. Основываясь на теории потенциала, были определены аналитическим путем характеристики размещения скважин при условии одного ряда нагнетательных скважин между двумя рядами эксплуатационных. Из фиг. 188 видно, что нагнетательные скважины за- 8 ложены вдоль центральной оси пласта, а эксплуа- Фиг. 188. Схема двустороннего размещения тационные скважины по скважин параллельными рядами при циркуляции газа в пласте. обе стороны от нее, или Светлыми же наоборот. Контуры скважмны, кружками обозначены эксплуатационные а черными кружками — нагнетательные скважины. пласта даются посредством АА, ВВ. Геометрия этой системы определяется отношением длины к ширине основного прямоугольника L/W и соотношением расстояния между нагнетательной и эксплуатационной линиями к ширине Wy т. е. D/W (фиг. 188). На фиг. 189—190 приведены кривые, полученные аналитическим путем для D/W ~ \,25 и 1,75 соответственно, причем в каждом случае L/W — 1,75. В левой части фиг. 189— 190 построены изобары (р— постоянная) и линии тока (у — постоянная). В правой части даны фронты нагнетаемой жидкости. На каждом из них указаны доля жирного газа в отбираемом дебите, общего вытесненного жирного газа и расход сквозного потока, деленный на количество газа, первоначально содержавшегося в пласте. Фиг. 189—190 и расчеты, проведенные для других случаев, вновь дают рост эффективности вымывания по мере того, как расстояние между нагнетательными и эксплуатационными сква Глава жинами увеличивается. Так, на фиг. 189 Е = 0,492, а из фиг. 190, где эксплуатационные скважины заложены по гранидам пласта 1, = 0,741. Если Z>/1^ = 1,00 с L/W= 1,75, то Е надает до 0,369, или половины значения при D/W = 1,75. Следует отметить, что большая часть прироста добываемого конденсата в связи с увеличением расстояния между нагнетательной и эксплуатационной линиями получается благодаря Фиг. 189. Расчетные кривые распределения давления р и линий тока у, а также фронта нагнетаемого газа при двустороннем параллельном размещении скважин для циркуляции газа в пласте, где L/W= 1,75 и DjW= 1,25;

L — половина ширины продуктивного пласта;

/)—расстояние между рядами нагнетательных и эксплуатационных скважин;

W—расстояние между скважинами внутри рядов.

*—нагнетательная скважина;

2 — фракция жирного газа в движущемся потоке;

3—эксплуатационная скважина;

4 — фракция жирного газа в добыче;

5—отношение количества циркулирующего газа к первоначальному запасу его в пласте.

улучшению промывки пласта газом за эксплуатационными скважинами, т. е. на площади между (последними и принятыми границами пласта АА, ВВ. Эффективность вымывания в долях общей площади пласта меняется при изменении D/W от 1,00;

1,25;

1,50 до 1,75, как 0,369;

0,492;

, 0,633 и 0,741;

в долях же площади между нагнетательной и эксплуатационной линиями эта эффективность будет соответственно 0,646, 0,689, 0,738, 0,741.

Этот особый случай также дает эффективность вымывания при вытеснении «от края и до края» в пласте конечной протяженности со скважинами, расставленными вдоль естественных границ при dfa = 0,875.

Конденсатные залежи Состав добываемого газа, выраженный фракционным содержанием жирного газа для двустороннего напора, приведен на фиг. 191 для случаев, указанных на фиг. 189 и 190, а также для D/W= 1,00 и DJW= 1,50. Таким образом, после прохождения через пласт объема газа, равного первоначальному газосодержанию оласта, концентрация жирного газа в нем для четырех рассмотренных систем колеблется от 19 до 36%, причем последнее значение относится Фиг. 190. Расчетные кривые распределения давления р и линий тока tp, а также фронта нагнетаемого газа при двустороннем параллельном размещении скважин для циркуляции газа в пласте, где LIW=\}75 = D[W. Все обозначения взяты из фиг. 189.

к максимальному расстоянию между нагнетательными и экснлуатационными скважинами. Весь переработанный газ к моменту падения концентрации в нем жирного газа до 15% для указанных четырех случаев равняется соответственно 1,25, 1,33, 1,46, 1,35 первоначального запаса газа в пласте. Эти значения, очевидно, пропорциональны общим срокам эксплуатации при равных расходах газа, проходящих через пласт. Получающаяся разница довольно мала, что говорит в пользу сетки скважин с небольшим расстоянием между эксплуатационными и нагнетательными линиями и самой низкой эффективностью вымывания. Однако общая отдача жирного газа зависит от эффективности вымывания.

Глава На фиг. 192 приведена зависимость между общей добычей жирного газа и прошедшим через пласт объемом газа, соответствующего фиг. 191. Соглаоно фиг. 191 и 192 при содержании Отношение кздинест&а <{ирнулирук>щегв zaoa к пербоначальзапаси его д пласте ?

Фиг. 191. Расчетные кривые состава добываемого газа для двустороннего размещения скважин при циркуляции газа в зависимости от количества циркулирующего газа для различного расстояния между рядами нагнетательных и эксплуатационных скважин D.

Кривые: /— D/W= 1,0;

//—D/W= 1,25;

tf/—D/W= 1,5;

IV— D/W-1,75;

LlW~i,7b для всех случаев.

—— —-——• =» — %— IF.— Л^, — • — 1 • •i — —-г — — ^.i — I as *»* ^ 0. r— —— —— — ^ • saw — — — ^—• \/ / Щ § 0, / «4* 51v Отношение количестба циркулирующего газа н мочальному запасу его В пласте Фиг. 192. Расчетные кривые изменения общей добычи жирного газа для двустороннего размещения скважин при циркуляции газа в зависимости от объема циркулирующего газа и для различного расстояния между рядами нагнетательных и эксплуатационных скважин D. Все обозначения взяты из фиг. 191.

жирного газа 15% общий отбор последнего составляет 64, 78, 90 и 96% соответственно от первоначального запаса жирш>го газа в пласте. Эта разница имеет большое промышленное значение по сравнению с разницей в общем количестве пер ер абота иного Конденсатные залежи газа;

она показывает!' существенное преимущество большей эффективности вымывания для двустороннего размещения эксплуатационных скважин с большим расстоянием между нагнетательными и эксплуатационными линиями. Необходимо подчеркнуть, что все указанные соображения относятся к пластам с равномерными проницаемостью и мощностью. Изучение систем циркуляции газа при помощи электрических моделей в основном ограничивается также пластами, представляющими единую зону. Колебания в проницаемости и мощности внутри единого горизонта можно исследовать при помощи потенциометрической модели. Когда известно, что пласт состоит из слоев с различной проницаемостью, изучение комплексного движения нагнетаемого газа требует дополнительного анализа наложенных процессов в отдельных зонах. Обычно это дает заметное снижение конечной эффективности вымывания. Теоретически время прорыва нагнетаемого газа, промывка эксплуатационной площади последним и эффективность вытеснения одинаковы при условии, что нагнетательные и эксплуатационные скважины меняются места>ми, и что давления у всех нагнетательных скважин одни и те же, равно как и давления во всех эксплуатационных скважинах одинаковы. Выбор между двумя возможностями зависит от практических соображений;

например, относительной стоимости нагнетательных и эксплуатационных скважин, наличия ограничивающих нефтяных оторочек, подвижности залегающих подошвенных вод и т. д. 10.6. Теория потенциометрических моделей. Эффективность вытеснения для существующих сеток размещения скважин в двухразмерных однородных средах, можно определить при помощи электролитической модели. Однако потенциометрическая модель дает более точные результаты. С ее помощью можно получить анализ систем с изменяющейся проницаемостью и пористостью, которые не моделируются на электролитической модели;

удобнее также исследовать при помощи потенциометра пласты с меняющейся мощностью. Для однородных двухразмерных систем с постоянной мощностью существенная аналогия между электрической моделью и системой течения жидкости основывается на том, что электрический потенциал соответствует давлению, а плотность тока — расходу жидкости. Такая аналогия справедлива для более сложных систем с меняющейся мощностью и проницаемостью. Однако конструкция электрической модели для получения точной аналогии требует тщательных решений. Уравнение непрерывности для установившегося течения тока в электролитической среде и жидкости в пористом теле будет р. i = р. г = 0, / (1) Глава где I, v — соответственно вектор плотности тока и вектор расхода массы жидкости. Так как все исследования на модели основываются, исходя из идеального представления о двухраз*§ерности в системах течения — электрической > пористой среи дах, то уравнение (1) можно выразить законом Ома и Дарси как р-*рК«0 = р.-^.рА (2) где е — эквивалентная электропроводимость;

V — напряжение;

у —плотность газа;

к — проницаемость для газа;

[л— его вязкость;

h — местная эффективная мощность продуктивного коллектора;

р — давление. Так как у и р в принципе представляют собой функции давления, то вторая половина уравнения (2) может быть формально упрощена до где р. ЛЛрФ = 0, (3) Ф-ffdp.

(4) Если имеется геометрическое подобие в площади у исследуемого пласта и модели и если у них одинаковое распределение источника и стока, соответствующее нагнетательным и эксплуатационным скважинам, то электрическая модель обладает распределением напряжения, тождественным, исключая масштабы, распределению для Ф при условии, что о всюду пропорциональна kh. Изменчивость о получают путем изхменения глубины h€ — слоя электролита, так что о =

а — масштабный коэффициент. Таким образом, общее геометрическое подобие и колебания толщи электролита пропорциональны миллидарсиметр пласта и создают формальное равенство между распределением напряжения и Ф. Если подземный резервуар имеет равномерную проницаемость, то электролитическая ванна должна быть геометрически подобна карте изопахит. Следует отметить, что пористость неучитывается конструкцией электролитической модели \ хотя она входит в вывод, полученный из распределения давления для контуров фронта жидкостей. Основными критериями подобия модели и естественного подземного резервуара являются мощность, проницаемость и граничные условия. Основное назначение модели заключается в получении эмпирического количественного решения уравне«Изообъем» или аналоги постоянного порового пространства, применявшиеся в некоторых исследованиях при помощи модели, не дают правильного распределения потенциала, за исключением случая, когда чистая углеводородная пористость и эффективная проницаемость являются постоянными.

Конденсатные залежи ния (2) для распределения давления- Определение фронта нагнетаемой жидкости представляет по существу истолкование распределения давления, которое можно получить соответствующей численным, графическим или электрическим изменениям характеристик. Скорость местного продвижения жидкости вдоль линий тока дана выражением ds' • dt v к f ft V,P к (б) где v—местный объемный расход вдоль линии тока;

/ — пористость вытеснения, т. е. естественная пористость, помноженная на часть норового пространства, занятую поступающим в пласт газом К Время передвижения по элементу с длиной ds вдоль линии тока будет к Отсюда, если распределение потенциала2, представленное Ф, известно, то уравнение (7) допускает ступенчатое интегрирование времени продвижения фронта жидкости. Для выполнения интегрирования при помощи распределения напряжения в потенциометрической модели можно ввести коэффициенты масштаба L, М как dsM = LdsR;

У = МФУ (8) где dsM — линейное расстояние в модели;

dsR — соответствующее расстояние в пласте;

М — фактическое отношение напряжения между двумя точками на модели к соответствующей разности Ф в пласте. Тогда уравнение (7) можно переписать так:

he \VV\ ' Если падение потенциала AV измеряется вдоль линий тока над постоянным расстоянием между электродами Asm, то соответствующие инкременты времени перемещения жидкости следующие:

Экспериментально подтверждено, что при закачке и циркуляции газа по пласту не наблюдается заметного смешения между нагнетаемым сухим газом и вытесняемым жирным газом. В этом случае / — общая углеводородная пористость. 2 Ф можно рассматривать как функцию потенциала, хотя оно и не удовлетворяет простому уравнению Лапласа.

Глава Путем суммирования этих инкрементов вдоль индивидуаль^ ных линий тока можно построить поверхности постоянного времени. Они соответствуют, очевидно, разным фронтам нагнетаемой жидкости, или поверхностям раздела между нагнетаемой и вытесняемой жидкостями. Необходимо отметить, что если коэффициент yhf/he—переменная, то сумма величин обратных AVy недостаточна для количественного определения линии фронта нагнетаемого сухого газа. На практике необходимо принимать такие допущении, которые позволяют упростить уравнение (10). Так, если пренебречь изменениями проницаемости, то уравнение (10) приводится к где k — однородная проницаемость для соответствующих жидкостей. Если / считать постоянной, то, за исключением ДУ> у — единственая остающаяся переменная в уравнении (11). Так как у меняется не резко в системах циркуляции газа, за исключением непосредственной близости к нагнетательным и эксплуатационным скважинам, можно пренебречь изменениями ее вне этих участков, используя средние значения у при исследованиях конденсатных месторождений. Такие приближения по существу обоснованы, если пренебречь изменением f и k. Согласно уравнению (6) скорость продвижения фронта жидкостей пропорциональна градиенту давления независимо от того, являются ли пластовые жидкости газами или жидкостями. Однако в обоих случаях распределение давления будет различным. Распределение функции Ф в данном пласте-резервуаре одинаково для газов и жидкостей, но фронт нагнетаемой жидкости отличен для газов вследствие фактора у в уравнении (7). Принятое тождество фронта у жидкостей и газов заставляет пренебречь изменением плотности газа у. Хотя фронт нагнетаемой жидкости не зависит от вязкости пластовых жидкостей, абсолютное время перемещения пропорционально вязкости. Кроме того, скорости вытеснения, независимо от влияния вязкости, различны для газов и жидкостей при одинаковых конечных давлениях. Наличие плотности в уравнении (7) строго ограничивает аналитический разбор движения фронта нагнетаемого газа. Однако применение потенциометрической модели с учетом этого фактора возможно. Необходимо лишь подсчитать распределение плотности из распределения потенциалов, а ее частное значение умножить на величину, обратную градиентам, для получения инкрементов времени согласно уравнениям (7) и (Ю). Такая ступенчатая оценка последних нужна при переменных проницаемости и пористости вытеснения. На практике эти изме Конденсатные залежи нения обычно не учитываются, и время перемещения фронта определяется суммированием величин, обратных инкрементам потенциалов AV. Обычно не рекомендуется учитывать детали изменения 'проницаемости и пористости вытеснения, так как этч изменения весьма редко известны. Кроме того, применение поправок, вызванных изменением плотности, оправдано только в непосредственной близости к забоям отдельных скважин. По этой причине в теоретическом анализе (параграф 10.5) проблема эффективности вытеснения1 рассматривалась для жидкости с одной и той же плотностью. 10.7. Влияние неоднородной проницаемости в системах циркуляции газа2. Одной из основных проблем успешного проведения работ по циркуляции газа является борьба с прорывами, вызываемыми неоднородностью проницаемости. Определение эффективности вытеснения но площади фронта нагнетаемой жидкости для произвольного распределения скважин и расхода газа при нагнетании и эксплуатации применимо лишь к отдельным слоям. Если пласт состоит из отдельных слоев различной проницаемости, то процесс вытеснения происходит в каждом из них со (скоростью, приблизительно пропорциональной их проницаемости. Если некоторые слои обладают более высокой проницаемостью, то вытеснение жирного и прорыв сухого газа наступают в них быстро, между тем как значительная часть продуктивного коллектора еще не охвачена процессом вытеснения. Конечная эффективность вымывания, т. е. доля вытесненного жирного газа к моменту первого прорыва сухого газа, пропорционально снижается. Если слои с различной проницаемостью разделены прослойками глин и в них отсутствует перемещение жидкости по вертикали, их можно рассматривать как систему параллельных продуктивных горизонтов. Если в пласте существует потенциальная сообщаемость, нормальная к плоскостям напластования, она все же не имеет особого значения при условии, что распределение давления в отдельных зонах одинаково. Последнее условие возникает, если проницаемость и мощность отдельных слоев однородны по всей площади подземного резервуара, или если произведение проницаемости и мощности параллельно изменяется для разПроведенный расчет для циркуляции газа в системе напорной кольцевой линии с центральной эксплуатационной скважиной и учетом переменной плотности газа показал эффективность вытеснения выше значения, даваемого уравнением 10.5(10) и исправленного на среднюю плотность для « < 5 и меньше для п > 5. 2 Рассматриваемая здесь общая теория применима также к изучению влияния слоистости в водонапорных резервуарах или при операциях по закачке воды. На количественные результаты влияет дополнительный фактор отношения подвижности (соотношение «проницаемость—вязкость») воды к подвижности нефти. Если соотношение превышает единицу, то влияние слоистости усиливается. Оно уменьшается, если подвижность воды ниже* чем нефти.

Глава личных слоев. Поэтому, если только отсутствует заметное перемещение жидкости по вертикали, или слои с различной проницаемостью не выполаживаются, то процесс комплексного течения можно представить себе простым параллельным наложением процессов течения в отдельных слоях. Процесс наложения в многослоистых системах можно построить графическими приемами, но его можно сформулировать и аналитически. Если принять, что проницаемость k и пористость вытеснения f представляют непрерывные функции координат глубины залегания z вдоль ствола скважины, то скорость притока сухого газа 1 в слоях на единицу мощности при глубине z может быть, очевидно, выражена Q( ( (1) где с — постоянная, зависящая от геометрии подземного резервуара 2, площади газоносности, распределения скоажин и отнссительных расходов нагнетания и эксплуатации. Для данной сетки размещения скважин и проекта разработки состав добываемого газа в однородной зоне является функцией общего циркуляционного потока газа, выраженной долей углеводородного порового пространства. Дебит добываемого жирного газа на единицу мощности слоя в z во время t будет Qw(z) = ск (z)F ^-~щ—- j, (2) где F — функциональное изменение доли жирного газа в добываемом газе в зависимости от общего циркуляционного потока, определяемого распределением скважин и их относительными дебитами. Аргумент величины F представляет суммарный циркуляционный поток газа, деленный на углеводородный объем в z, где А — площадь резервуара. Доля жирного газа в общем дебите пластовой жидкости из слоистого пласта во время t будет и jk(z)F[ctk(z)/AT(z)]dz /?*( 0 = ^ н —, (3) / к (г) dz о где Н — общая мощность проницаемого горизонта. Уравнение (3) определяет динамику состава как функцию времени. Это можно увязать с общим фракционным вытеснеРассматриваемые скорости течения и объемы циркуляционного потока относятся скорее к пластовым условиям, чем к поверхностным. 2 В дополнение к широтной однородности и непрерывности всех продуктивных слоев принимается, что последние вскрыты каждой эксплуатационной и нагнетательной скважинами.

Конденсатные залежи нием из горизонта, если принять, что общая добыча газа во время t будет _ t н t н 513 жирного Qw(t)= Cut fQw(z)dz = c Cut fk{z)F J J J § ?

L Af (z)J ^@-]dz. (4) Фракционное вытеснение из горизонта будет (5) А / jdz Q Применяя эти уравнения, удобно рассматривать многослоистый пласт видоизмененным так, что отношение «проницаемость — пористость вытеснения» k/f увеличивается с г. Если обозначить аргумент функции F, ctk/Af через «, то из определения F следует, что оо ал =l;

fF(u)du=l-S;

0 F(a)«l;

a I После прорыва газа в наиболее непроницаемой зоне, т. е. для t>tm, н с / к (z) F;

(«) dz где F(u)

F (u) = eiS~u)l(i~S) : u^S. (12) Этот вид удовлетворяет уравнение (6) и приближается к вычисленному изменению F для особых случаев (фиг- 191). Принимается также, что распределение проницаемости экспоненциально1 и выражено (13) а пористость вытеснения J(z) — постоянная /. Если ввести обозначение (14) Это распределение налагает условие постоянства изменения проницаемости в процентах на единицу глубины залегания и большой мощности слоев низкой проницаемости для величины постоянной абсолютной проницаемости по всему интервалу разреза. Соотношение еъ максимальъ ной проницаемости ае к минимальному значению а дает удобный показатель экспоненциального распределения и обозначается f «постоянной слоистости» [уравнение (14)].

Конденсатные залежи где h -- ASfe~ /ас — оценка полученных общих уравнений с применением уравнений (12) и (13) дает (15) r l I t + St J V(0—J (18) Общий расход газа во время t в долях свободного порового пространства в пласте будет для всех случаев Q(i)=S{r~bl)t • (20) Легко проверить, что эти выражения обладают непрерывностью в их общих контактных точках. Во время прорыва газа в наиболее непроницаемой зоне (t = г) эти уравнения налагают условие, что которое приводится к коэффициенту для г > 1. Выражение (22) имеет асимптотическое значение для /•> 1: V(r)~l—^Ь^. (23) В предельном случае однородного пласта ' J H O и г —> 1 Уравнения (15) — (19) тогда приводятся к следующим видай:

7 > 1 : /?»(7) = e (S ~ s ' ) / ( 1 - S ) = F (S7);

V(/) = i _ ( l — S)e - ~ ^ {S sblli S) (24) J 1 -(1 -S)F(ST).

Глава В уравнении (24) t = tltb = Qt/AH fS. Уравнения (24) можнэ получить, разумеется, исходя из первоначальных допущений. При 100% эффективности вытеснения по площади, т. е. S = = 1, уравнения (15) — (19) приводятся к виду:

<7<г :

(0 = 0;

(25) Для промежуточного интервала времени V и общий циркуляционный поток Q, выраженный в долях порового объема углеводородов в пласте, связаны непосредственно с Rw выражением г> На фиг. 193 нанесены зависимости содержания жирного газа и суммарной добычи его по отношению к общему циркуляционному потоку газа при 5 = 0, 6 0, 0,75, 0,90 и при г= 1;

10;

100. г = 10 соответствует отношению максимума проницаемости к ее минимуму, равному 10, а для г= 100 это отношение равно 100;

г = 1 представляет строго однородный пласт. Значения абсциссы Q дают величину общей закачки газа или добычу, деленную на общий перовый объем углеводородов. Q связано с аргументом из уравнений (i4)—(19) выражением Q — (г—\)St/br. Крестики на фиг. 193 соответствуют первому прорыву сухого газа в наиболее проницаемой зоне, а кружочки указывают на прорыв в наименее проницаемом слое. Кривые для г = 1 отражают функциональный вид, принятый для F, согласно уравнению (24). Согласно фиг. 193 прорыв сухого газа в однородном пласте наступает после общего циркуляционного потока, равного эффективности вытеснения 5, но при г = 1 0 сухой газ появляется в эксплуатационных скважинах после прохождения циркуляционного потока в 23,4;

29,3 и 35,2% общего порового объема пластовых углеводородов соответственно для S = 60, 75 и 90%. Первые цифры представляют также часть общего содержания в пласте жирного газа, добытого к моменту прорыва сухого газа. Для г = 100 соответствующие интервалы времени до прорыва газа дают добычу 12,9;

16,1 и 19,4% первоначального содержания жирного газа в пласте.

Конденсатные залежи Прорыв сухого газа в наименее проницаемых слоях при /•=10 соответствует прохождению переработанного газа, рав1 ному 2,34;

2,93 и 3,52 порового объема углеводородов в пласте, при S = 0,60;

0,75;

0,90. К этому моменту содержание жирного газа в добытом равно 7,41;

3,70 и 1,23% соответственно. Общая Ой б U-Общий объем циркулирующего газа в долях начального порового пространства, занятого углеводородами.

.

0, 0,3 ЦЧ- 0,6 0,8 8 го зо 60 Фиг. 193. Расчетные кривые изменения содержания] жирного газа в добыче, а также суммарной отдачи жирного газа по отношению ко всему циркулирующему газу в экспоненциально-слоистых породах, для различной величины эффективности вытеснения 5 и коэффициента г, отношения максимальной проницаемости к минимальной.

5=0,75;

5=0,60. Крестики отмечают условия первог* S=0,90;

прорыва сухого газа в эксплуатационные скважины;

кружочками отмечены состояния прорыва газа в наиболее плотных зонах;

1 — содержание жирного газа;

2—суммарная отдача жирног© газа.

же добыча жирного газа составляет 92,2;

97,2;

99,56% начального содержания его в пласте. При г== 100 объем переработанного газа перед прорывом в наименее проницаемом слое составляет 12,90;

16,12;

19,35 порового объема углеводородов в пласте при 5 = 0,60;

0,75 и 0,90. Тогда добываемый газ содержит соответственно 0,68;

0,33 и 0,11% конденсируемых фракций. Общая добыча жирного газа Объем углеводородов в пласте принят для переменной, отложенной оси абсцисс фиг. 193;

в рассматриваемых сравнениях дается действительный свободный поровый объем или начальное общее содержание жирного газа, приведенное к пластовым условиям.

Глава при этом составляет 96,1;

98,6 и 99,99% начального содержания его в пласте. Согласно фиг. 193 и уравнению (15) количество переработанного и добыча жирного газа к моменту прорыва сухого газа прямо пропорциональны эффективности вытеснения по площади «S. Кривые суммарной добычи жирного газа остаются несколько выше для всех значений Q при больших значениях S h~». — " «y ——-j — 0, I r-\ч \ 0, V\ \\ 9,8 \ \ \ ъ s V \ 4 > Si 9, \ & \ v \ \j i \ 4 s \

после прорыва газа. Кривые содержания конденсируемых фрак> ций проявляют сначала тенденцию к слиянию, а затем перекрещиваются. Расхождение их при этом настолько незначительно при г = 1 0 и г = 1 0 0, что его нельзя показать в_ масштабе фиг. 193. При г=\ точка скрещения лежит на Q = 1 вследствие функционального вида, принятого для F (и). На фиг. 194 дается изменение общей добычи жирного газа в зависимости от г, для момента падения содержания конденсируемых фракций до постоянной величины, при которой дальнейшая переработка газа может оказаться невыгодной. Видно, что -кривые добычи непрерывно падают с ростом значения г или степенью слоистости пласта. Для высоких значений г Конденсатные залежи добыча газа показывает приближенно логарифмическое падение с возрастающим г. Фигура 194 показывает, что слоистость пласта является более серьезным фактором ограничения общей конденсатной добычи, чем эффективность вытеснения по площади. Так, для г = 100 общая добыча конденсата при 15% содержании жирного газа, приводящем к прекращению процесса циркуляции, будет 61%, даже если эффективность вытеснения па площади составляет 90%. Кривые на фиг. 194 для Rw — 1 показывают добычу конденсата ко времени прорыва сухого газа;

они даются выражением Р (/?„=!) = 4^1) (27) и представляют комплексную эффективность вытеснения, возникающую из принятой сетки скважин и неоднородной проницаемости пласта. Даже при г== 100 неоднородность проницаемости снижает суммарную эффективность вытеснения почти в пять раз по сравнению с аналогичной величиной по площади S для однородного пласта. Как показывают верхние кривые на фиг. 194, благодаря длительности процесса циркуляции газа до низкого содержания конденсируемых фракций в нем (после прорыва сухого газа) общая добыча жирного газа на практике составляет значительную часть начального содержания его в пласте. Общий объем газа, участвующего в циркуляционном потоке, или переработанного газа, приведенного к пластовым условиям и представленного частью общего объема углеводородов в пласте в зависимости от г, дается «а фиг. 195 для различного содержания 1 конденсируемых фракций в газе, при котором прекращается процесс циркуляции. Эффективность вытеснения по площади «влияет на эту зависимость лишь при низких значениях г. Практически для г ]> 5 общий циркуляционный поток до прекращения процесса циркуляции не зависит от S. Кроме того, все кривые показывают максимумы для г в пределах 5—30, а затем падают при его дальнейшем росте. Подъем кривых на фиг. 195 связан с увеличением циркуляционного объема газа, необходимого (согласно фиг. 194) для приближенно постоянного вытеснения жирного газа при низких значениях г. Конечное падение кривых отражает соответствующее снижение общей добычи жирного газа (фиг. 194) при высоком значении слоистости пласта. Эта добыча может быть получена закачкой относительно незначительных объемов газа- Необходимо также отметить, что объемы перерабатываемого газа меняются быстрее с принятым пределом содержания конденсируемых фракций, приводящим к прекращеОбщие циркуляционные объемы газа для Rw = 1,00, очевидно, равны -общей добыче жирного газа для Rw= 1,00, приведенной на фиг. 194.

Глава II нию процесса циркуляции, по сравнению с общей добычей жирного газа. Если распределение проницаемости не удовлетворяется непрерывной функцией, то интегральное выражение в принятом разборе можно преобразовать при помощи определенных приемов в раздельное сумч, 1 мирование. Для приу Ч ближенной оценки эфV фекта пролета газа, связанного с неоднородч ной проницаемостью, У )1 ч ч можно принять прерывА 5 ч\ ч ное распределение проч ницаемости, а также. § I иг допустить полное выЧч ч теснение пластовой ч гS, жидкости (S = 1) ко S времени первого прорыва сухого газа. Это соответствует представ5 лению о непрерывной II напорной линии для нагнетательных и эксплуатационных скважин. / g<3 U. 6 В 10 W JOW606010QW300W0600 !№ Г- Констсш.та послойной, проницаемости, Тогда общий расход газа при циркуляции Фиг. 195. Расчетные кривые изменения общего объема газа, прошедшего через пласт, в едини- будет / / / X в i / '• ч ч цах порового пространства последнего, занятого углеводородами, в зависимости от константы послойной проницаемости г, для принятой концентрации жирного газа к моменту прекращения процесса циркуляции газа в пласте Rw. Все обозначения взяты из фиг. 193.

= с 2 knhn, г (28) его мощность;

с—постоянная, пропорциональная перепаду давления и зависящая от геометрии системы. Время вытеснения для л-го слоя будет АТ„ ТТ У, къ ск п П Ае ™ — общее ЧИСЛО слоев;

k — проницаемость л-го слоя;

hn — п!п где fn—ларистость вытеснения для л-й зоны;

А — площадь вытеснения;

Т — время полного прохождения порового объема углеводородов через пласт. Содержание конденсируемых фракций в циркулирующем газе в любое время t составит (30> Конденсатные залежи где / — соответствует условию /. > t > /. + 1. Если принять, что разные слои собраны в последовательности убывания tn, или возрастания kjfn, то фракционное вытеснение общего содержания жирного газа в пласте во время / будет:

Когда t — tj, время для прорыва таза в п-м слое составит (32) Уравнение (32), oqeBHAHo, является суммированием, тождественным интегральному выражению, полученному упрощением уравнения (10), а именно:

_ Н v (0=——^—jr-—^, (33) где zQ—глубина, при которой впервые наступает прорыв газа во время t. Пример приложения уравнений (30)—(32). Пласт состоит из четырех слоев с одинаковой мощностью и пористостью вытеснения, но с соотношением проницаемости 1 : 5 : 10 : 25. Тогда последовательность прорывов газа 'наступит при значениях 100, 80,' 65, 41% общего содержания жирного газа в пласте. Процент жирного газа в добытом газе после этих прорывов в трех наиболее проницаемых слоях будет соответственно 2,44, 14,63, 39,02%. Обобщенный анализ, приведенный на фиг. 194—195, основан на допущениях экспоненциального распределения проницаемости [сравни уравнение (13)], пренебрежения насыщенностью связанной водой и выражения функции F уравнением (12). Недавние статистические исследования распределения проницаемости * Если действительное распределение проницаемости нельзя выразить приближенно единой экспоненциальной функцией, можно разложить комплексный продуктивный горизонт на участки с отдельными приближеннымиэкспоненциальными выражениями. Если же вероятность линейного распределения подтверждается данными анализа кернов, необходимо применять соответствующие кривые эффективности циркуляции газа. Аргумент распределения Гаусса, или распределения по вероятности, является логарифмом отношения проницаемости к средней проницаемости.

Глава в образцах пород, извлеченных из скважин, указывают, что распределение Гаусса дает часто более близкое приближение к фактической обстановке в естественных нефтеносных резервуарах, чем экспоненциальное распределение. Подобный анализ был проведен также для распределения вероятности, но он является более сложным и ограничивается 100% эффективностью вытеснения по площади (S = 1). Полученные результаты полностью совпадают с приведенными на фиг. 194—195, хотя показатель слоистости отличается от показателя, определяющего экспоненциальное распределение проницаемости. Изменение фактической проницаемости в естественных условиях с точностью редко известно. Поэтому для большинства практических задач вполне достаточно пользоваться экспоненциальным распределением. Аналогичные соображения справедливы также в отношении функции F. • На практике фиг. 194—195 количественно неприменимы, но качественно они дают вполне надежную оценку влияния неоднородности проницаемости на отдачу конденсата из пласта. Эти фигуры показывают, что одной расстановкой скважин нельзя обеспечить высокой суммарной добычи конденсата при циркуляции газа. Изменения в зональной проницаемости, а также предел содержания конденсируемых фракций в добываемом газе, вызывающий промышленное прекращение процесса, контролируют в конечном счете эффективность проводимых работ по эксплуатации конденсатной залежи.

10.8 Промысловые наблюдения за конденсатными пластами. Опубликованные данные о работе циркуляционных установок w эксплуатации конденсатных пластов чрезвычайно скудны. Эти сведения в основном ограничиваются наблюдениями над ростом газонефтяных факторов в процессе разработки пластов, где отсутствовала циркуляция газа или где пластовое давление полностью не поддерживалось путем обратной закачки газа. Отсутствуют сравнительные данные о полной и детальной динамике состава добываемых жидкостей и пластового давления, а также суммарной добычи конденсата по отношению к лабораторным исследованиям жидкостей, первоначально заключенных в пласте. Однако на практике были получены доказательства подчинения режима конденсатной залежи явлениям ретроградной конденсации. Когда в естественных условиях проводилась полная циркуляция газа, предупреждение ретроградных потерь до возникновения прорыва сухого газа в пласте обычно характеризуется постоянством состава добытого газа. Один из первых случаев роста газонефтяного фактора в конденсатных пластах, действующих при режиме истощения давления без применения процесса циркуляции газа, наблюдался в месторождении Ла Бланка, Тексас. Конденсатная залежь в этом месторождении была обнаружена в 1937 г. на глубине 2260 м в песчанике Фрио.

Конденсатные залежи Плотность конденсата составляла 0,7567 г/см*. Начальный э 3 газоконденсатный фактор был приблизительно 10 000 м /м при пластовом давлении 286 ат. Попыток осуществить процесс циркуляции газа на этом месторождении не было. К моменту падения давления до 258,5 ат газоконденсатный фактор увеличился э 3 до 20 000 м /м. На фиг. 196 нанесен сплошной кривой последующий подъем газового фактора до 69 120 м3/м3 при давлении 148,5 ат. Пунктирная часть кривой дает экстраполяцию для последующего поведения газового фактора при падении давления м ж е 148,5 ат. Было высчитано, что 65% жидкого содержания пластового газа, отнесенного к 258,5 ат, теряется при конечном истощении давления, или же 82% начального содержания конденсата, отнесенного к 286 ат.

s / / ч I §f ч ч tsS IN» Фиг. 196. Кривая изменения газоконденсатного фактора в зависимости от снижения пластового давления (по промышленным наблюдениям). Пунктирный участок кривой означает экстраполяцию.

Ретроградные характеристики пластовых жидкостей из месторождения Л а Бланка для сравнения с фиг. 196 отсутствуют. Однако несомненно, что кривая на этой фигуре отражает длительную конденсацию и удержание жидкой фазы в пласте. Аналогичное убывание добычи конденсата на единицу объема газа наблюдалось в месторождении Биг Лейк, Тексас, -на глубине 2460 м. При его открытии в 1929 г. давление в залежи было 154,5 ат, а газоконденсатный фактор колебался 3 3 от 4900 до 4675 м /м. В 1933 г. была закончена бурением последняя газовая скважина, и давление в залежи упало до 83,3 ат, а газоконденсатный фактор вырос до 5900—6325 м3/м3. Плотность жидкости в сепараторах упала от начального значения 0,733—0,725 до 0,689—0,683 г/'см3 в 1938 г. Это изменение отражает также.выпадение и удержание в залежи более тяжелых компонентов жирного газа, вследствие чего остаточная жидкость в добытом газе имеет низкий средний молекулярный вес. На фиг. 197 приведена кривая изменения добычи конденсата из 19 скважин в течение 3-летнего периода на месторождении Глава Ла Глория, Тексас. На этом месторождении применялась циркуляция газа, «о давление в залежи поддерживалось не полностью. Ни в одной скважине по этой «группе еще не было прорыва сухого газа, но на не охваченной вытеснением площади убывание пластового давления вызывало конденсацию жидкости, как будто в залежи процесс циркуляции не осуществлялся. Конденсатной залежью с наиболее изученным режимом является песчаник Бодкоу в месторождении Коттон В аллей, Луизиана. Эта залежь была наиболее богатым горизонтом из пяти конденсатных пластов, залегающих «а глубине 2423—2580 м и открытых в 1937 г.

1 / /68 W о** о о о „ о о о иг годы Фиг. 197. Кривая изменения состава конденсата (С 5 + ) по 19 эксплуатационным скважинам в Ла Глория.

7320 га продуктивного пласта, приуроченного к антиклинали с газовой шапкой, были окружены небольшой оторочкой нефти. Температура >пласта была 114,5° С, а начальное давление 272 ат. Анализ рекомбилированных проб с опазом и жидкостью, взятыми из сепараторов, показал, что жидкость при давлении на точке конденсации внутри коллектора обладает конденсируемым жидким содержанием, соответствующим примерно газоконденсатному фактору 1578 м3/м3. До объединения всей площади для осуществления процесса циркуляции и начала закачки газа в середине 1941 г. было по6 2 3 лучено 2323-10 м газа и 870 160 м конденсата, а также г 151 170 м нефти. Так как приток воды из прилегающего водоносного коллектора был недостаточен для замещения полученных отборов, то пластовое давление непрерывно убывало примерно до 219 ат. Расчет первоначального содержания газа в кояденсатно'М пласте по объемному способу, основывающийся на средней пористости 16,2%, насыщении связанной водой 25,4% и средней эффективной мощности 7,15 м, дал 1457- 107л*эСначала на этот пласт было заложено 86 скважин, но многие из них были закрыты, когда была начата циркуляция газа.

Конденсатные залежи В начале 1946 г. для закачки было использовано шесть присводовых скважин, а 30 скважин на крыльях и вблизи контура газоносности продолжали эксплуатироваться. Некоторые из простаивавших скважин использовались для исследования промывки пласта сухим газом вниз по падению структуры. Общая динамика состава добытого газа приведена на фиг. 198. Данные по добыче конденсата из циркуляционной установки согласуются -с данными, полученными на основании лабораторных анализов. Длительное убывание давления и уменьшение содержания конденсата в добываемом газе при циркуляции его в пласте не говорят о непригодности этого метода, так как в пласт было возвращено меньше 80% отобранного газа.

af * 618 \ \ AZ Ю- * 3 4 > 1 ?i N a VuffL tsa r Кг >>.

Пластовав давление^ am Фиг. 198. Изменение содержания углеводородов в добьь ваемом газе из песчаника Бодкоу в зависимости от падения пластового давления.

/—анализы рекомбинированных образцов пластовой жидкости;

2 — данные по выходам на заводе;

3—экстраполированные выводы по лабораторным анализам;

а — начало процесса циркуляции.

До середины 1941 г., когда начались работы по циркуляции газа, было добыто 2323 • 106 м3 газа и пластовое давление упало 8 3 на 47,6 ат;

последующий отбор 59. 10 м газа до марта 1946 г. вызвал дополнительное падение давления только на 24,5 ат. Убывание в содержании конденсируемого продукта в добываемом газе было в последнем случае 8,7% по сравнению с 28,3% до процесса циркуляции. На основании сравнительного изучения характеристик отдельных скважин, распределенных по всей продуктивной площади, было установлено, что непрерывное падение кривой после начала работ по циркуляции связано скорее с ретроградным скоплением жидкости в коллекторе, чем с растворением конденсируемых углеводородов в сухом газе. Интересной особенностью процесса циркуляции в пласте Бодкоу являлась периодическая проверка содержания жирного газа в скважинах, которые были закрыты еще до прорыва сухого газа, с целью определения характера вытеснения из Глава пласта жирного газа. Результаты этих испытаний приведены на фиг. 199. Суммарная добыча газа с этих,скважин до начала 1946 г. колебалась от 20,43 • 106 м3 на скважину Е до 154,3 • 106 на скважину /. Содержание жирного газа резко падало, что указывало на довольно быстрый и равномерный пролет сухого газа мимо испытуемых скважин. Исследование на электролитической модели, при котором не учитывалось изменение мощности пласта, показало, что сухой газ должен был появиться в сква* жинах H,.J, К через 768, 830 и 1374 дня после начала работ « Фиг. 199. Кривые прорыва нагнетаемого газа к забоям различных скважин в песчанике Бодкоу, Коттон Валлей, полученные из периодических замеров содержания жирного газа в струе на выходе из скважины.

а —начало процесса циркуляции газа.

по циркуляции. Время фактически (наблюденного прорыва было соответственно 667, 720 и 1056 дней. Можно считать, что полученные цифры находятся в хорошем согласии с экспериментальными данными, учитывая упрощения, введенные при исследовании на модели. Принимая среднее распределение проницаемости для указанного пласта из данных кернового анализа по ряду скважин, определили заранее ожидаемый процесс растворения конденсируемых углеводородов в эксплуатационных скважинах. При этом была использована упрощенная теория соответственно уравнениям 10.8 (28) —10.8 (32);

подсчеты оказались в полном согласии с наблюденными данными, приведенными на фиг. 199. Крутое падение в содержании жирного газа, которое дается кривыми на фиг. 199, отражает довольно однородный характер пласта и отсутствие заметной слоистости в продуктивной толще.

Конденсатные залежи Расчеты пластовых объемов, вытесняемых нагнетаемым газом, с использованием профиля средней проницаемости месторождения также находятся,в согласии с данными испытаний отдельных скважин над распространением сухого газа. Так как ряд эксплуатационных скважин был плотно расставлен вдоль нижнего контура газовой шапки, исследование при помощи электролитической модели показало очень высокую эффективность вытеснения по простиранию — 95%. Распределение скважин воспроизводит круговые модели циркуляции из параграфа 10.5 и вследствие этого предрасположено к высокой эффективности вытеснения. Кроме того, в пласте имело место некоторое поступление краевых вод, что облегчало вытеснение в эксплуатационные скважины газа между последними и контурами газовой шапки. До начала 1946 г. было извлечено 49% содержимого резервуара и, исходя из этих данных, было вычислено, что конечная добыча составит 85% запасов жирного газа с переработкой газового объема, равного 115% начального содержания газа в пласте.

10.9- Практическая сторона разработки конденсатного пласта. Основная практическая проблема, возникающая при эксплуатации конденсатного пласта, заключается, очевидно, в установлении необходимости процесса циркуляции газа. Вследствие наличия многих факторов, входящих в эту проблему, одной простой формулой или правилом нельзя дать экономический баланс между промышленно выгодной эксплуатацией с применением процесса циркуляции газа или же без такового. Необходимо отметить, что разность между произведениями начального содержания конденсата на объем вытеснения в процессе циркуляции газа и начального содержания конденсата на добычу газа при истощении пластового давления не дает полного представления о возможном приросте добычи за счет процесса циркуляции. После того, как процесс циркуляции должен прекратиться вследствие падения содержания конденсируемых углеводородов в добываемом газе, так что становится невыгодным вновь его закачивать в пласт, можно эксплуатировать продуктивный коллектор путем простого истощения пластового давления. Часть пласта, не охваченная нагнетавшимся газом и потому не подвергшаяся вытеснению, дает дополнительную добычу конденсата, подобную той, которая была бы получена при истощении пластового давления без циркуляции газа. Если V представляет вычисленную добычу жирного газа во время процесса циркуляции с полным поддержанием давления (фиг. 194), Rd—коэффициент добычи конденсата при истощении пластового давления, a R — полная добыча конденсата, то последняя выразится так:

_ v)Rd.

Pages:     | 1 |   ...   | 7 | 8 || 10 | 11 |



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.