Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 [ 100 ] 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

Описанные выше особенности накопления ретроградного конденсата исследовались в предположении проявления линейного закона фильтрации Дарси. Процесс динамической конденсации в условиях проявления нелинейного закона фильтрации исследован в меньшей мере. К числу основных работ, посвященных проблеме математического моделирования притока газоконденсатной смеси к скважине при проявлении нелинейных законов фильтрации, следует отнести работы R.G. Comachj-V, R.D. Evans, F. Civan, J.R. Jones, V.J. Kniazeff, N.A. Navill, R. Raghavan и ряда других авторов.

Проведенные авторами расчеты в основном касались особенностей интерпретации газодинамических исследований скважин в условиях фильтрации газоконденсатной смеси по закону Форхгеймера. Тем не менее некоторые из представленных данных могут быть использованы для оценки влияния нелинейности притока на процесс накопления ретроградного конденсата. Математическое моделирование производилось на основе решения уравнений многокомпонентной фильтрации углеводородной смеси. Решалась система исходных уравнений неразрывности многокомпонентной смеси в общепринятой форме (близкой по записи к уравнениям (3.18)). Исходя из общепринятой формы закона Форхгеймера, записанной для а-фазы в виде

-d/pjdl = p„/i„u„-bP„p„i4,

F. Civan использовалась несколько иная запись коэффициента проводимости фазы ка, а именно, вводился множитель / = (1-f-pi *цРциц/рц)", где u„ - скорость фазы. Уравнения же решались по традиционной схеме, как и при использовании линейного закона Дарси, но с включением в проводимость скорости фильтрации.

Результаты исследований показывают, что проявление нелинейного закона фильтрации на приток газоконденсатной смеси к скважине может в основном заключаться в более быстром падении давления на забое скважины и в призабойной зоне пласта. Соответственно это приводит к более бытрому проявлению у забоя скважины двухфазного режима фильтрации.

В качестве иллюстрации этого явления на рис. 3.36 представлены результаты расчетов изменения забойного давления и газонасыщенности у стенок скважины после пуска ее в эксплуатацию с постоянным дебитом. Как видно из этого рисунка, накопление ретроградного конденсата у забоя скважин в условиях проявления нелинейного закона фильтрации протекает гораздо быстрее.

Степень влияния нелинейности фильтрации газоконденсатных смесей на интенсивность накопления в прискважинной зоне пласта ретроградного конденсата во многом определяется задаваемыми на скважине условиями - технологическим режимом ее работы. На это указывают проведенные автором с коллегами расчеты притока газоконденсатных смесей к скважине при различных граничных условиях. Расчеты выполнялись с использованием математической модели, описанной в разделе 3.2, с учетом несколько иного представления коэффициента проводимости фазы Использовалась форма представления этого коэффициента, учитывающая нелинейность фильтрации:

К = pj(l-b4p„i VjialVp)--ll/(2PJVp).

0,2Время, сутки

Рис. 3.36. Изменение во времени забойного давления и газонасыщенностн у забоя скважины при выполнении различных законов фильтрации (по данным Н. Hernandez-G).

Течение: /, 2 - по закону Дарси; 3, 4 - нелинейное

25 R,M

Рис. 3.37. Распределение давления (а) и насыщенности (б) в призабойной зоне скважины:

/ - нелинейный закон фильтрации; 2 - линейный закон фильтрации

Результаты расчетов показали, что в том случае, когда используются режимы работы скважин с заданными депрессиями, градиентами давления и забойными давлениями, влияние закона фильтрации на процесс накопления ретроградного конденсата у забоя скважин оказывается несущественным. В качестве примера на рис. 3.37 показано распределение насыщенности в призабойной зоне скважины в случае притока к ней газоконденсатной смеси в условиях проявления линейного и нелинейного законов фильтрации. В расчетах задавались следующие исходные данные: пластовое давление 15 МПа, депрессия на скважине 1 МПа, проницаемость и пористость коллектора 0,01 мкм и 15 %. Параметр Р в данном варианте расчетов задавался равным 5 м~, а в общем случае этот параметр задавался в широких пределах изменения, в том числе и в виде функции насыщенности. Использовалась модельная смесь Западно-Соплесского НГКМ.

Как видно из рис. 3.37, при одном и том же перепаде давления (разности пластового и забойного давлений) в случае нелинейного закона фильтрации более значительное понижение давления наблюдается непосредственно у забоя скважин (в зоне радиусом до 0,5 м). Соответственно в этой зоне несколько выше оказываются значения насыщенности. В целом же при задании одного и того же значения перепадов давления профили насыщенности в случае проявления линейного и нелинейного законов фильтрации практически не различаются.

3.3.7

Приток к скважине подвижной ретроградной жидкости

Во многих случаях накопление ретроградной жидкости у забоя скважин протекает в условиях притока к ним подвижной углеводородной жидкости из удаленных от скважины областей пласта. Данное явление, например, характерно для переходных газожидкостных зон нефтегазоконденсатных месторождений. Характер накопления углеводородной жидкости у забоя этих скважин уже отличается от описанного выше процесса динамической конденсации.

В качестве иллюстрации можно представить результаты выполненных автором с коллегами расчетов изменения насыщенности у забоя скв. 83 Западно-Соплесск, находящейся в газожидкостной зоне месторождения. Рассматривалась фильтрация углеводородной системы, состоящей из газоконденсатной смеси и равновесной к ней нефти с соотношением их 25 - 75 и 50 - 50 %. Значение насыщенности коллектора углеводородной жидкостью для данных систем превосходило критические значения подвижности при давлениях ниже начального пластового давления. В результате углеводородная жидкость оказывалась подвижной не только в ПЗС, но и на удалении от скважин. Подвижность жидкости обеспечивала более интенсивный ее приток к скважине и менее значительное возрастание насыщенности жидкостью непосредственно у забоя скважины (рис. 3.38). Значение прироста насыщенности у забоя скважин от средних по пласту уменьшалось с увеличением среднепластовых значений.