Нагнетание газа в газовую шапку

В тех случаях, когда нефть граничит с газовой шапкой, в кото­рой желательно поддерживать заданное давление, нагнетают газ в пласт. Вследствие незначительной абсолютной вязкости такого вытесняющего агента давление в газовой части пласта можно считать равномерно распределенным и на границе раздела газ — нефть равным среднему давлению в газовой части пласта. Если считать режим расширения газа изотермическим, тогда давление р_к газа в данный момент определится из уравнения, вытекающего из закона Бойля — Мариотта,

где р_0Г — начальное (абсолютное) давление в газовой шапке в Па; р_аТ — атмосферное давление в Па; — начальный объем газо­вой шапки в м³; V_aT (t) — объем закачиваемого (+) пли отбирае­мого (—) газа из газовой шапки при атмосферном давлении в м³; _Г— приращение объема газовой шапки в м³.

Приращение объема газовой шапки в круговой залежи

в полосовой залежи

Здесь R_ОГ и R — радиус газовой шапки в начале разработки и в данный момент времени в м; _ис — коэффициент использования порового пространства; L_0Г и L — ширина газовой залежи в на­чале разработки и в данный момент в м.

При разработке залежи с постоянным давлением в газовой шапке приближенно — и тогда объем закачиваемого газа

т. е. количество газа, нагнетаемого в пласт, где поддерживается постоянное давление, равно количеству жидкости, отбираемой из пласта .

Процесс разработки может протекать при разных граничных условиях: 1) при заданном давлении в газовой шапке или 2) при заданном дебите нагнетаемого газа. При первом условии, т. е. при постоянном среднем давлении на линии ряда — галереи (р_Г = const), положение текущего газонефтяного контакта R_Н в различные моменты времени t можно определить из формулы

где - радиус газонефтяного контакта в момент времени t; -радиус галереи, приближенно соответствующей местоположению первого (по отношению к газовой шапке) эксплуатационного ряда скважин, в которых забойное давление равно среднему давлению на линии ряда; -радиус начального газонефтяного контура.

Дебит нефти (суммарный дебит эксплуатационных рядов)

Дебит нагнетаемого газа, приведенный к атмосферным условиям

При втором условии, т.е. при заданном суммарном дебите рядов скважин (), положение текущего газонефтяного контура для различных моментов времени определим из зависимости

Давление на галерее

Дебит газа

При заданном дебите нагнетаемого газа Q_Г (t) перемещение текущей границы газонефтяного контура во времени при р_Г = const можно определить из уравнения

где — известная функция времени.

Нелинейное дифференциальное уравнение первого порядка относительно функции R_Н(t) уравнения (Х.42) можно проинтегрировать численным методом.

В частном случае, когда Q_Г = const, уравнение (Х.42) принимает вид

Давление на текущем газонефтяном контуре

Дебит нефти

Если дебит галереи — известная функция времени Q_Н (t), то положение текущего газонефтяного контура

Давление на газонефтяном контуре

Давление на галерее

В некоторых случаях поддерживать давление в газовой шапке можно путем закачки в нее не только газа, но и воды. Тогда, очевидно, газ, находящийся в газовой шапке, будет вытесняться водой, а нефть — газом.