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

Повышение эффективности эксплуатации скважин

Автор совместно с Н.А. Гужовым, В.А. Николаевым, А.Н. Шандрыгиным исследовал причины снижения продуктивности эксплуатационных скважин при разработке газоконденсатных месторождений, используя многочисленные опубликованные данные по этой проблеме, а также собственный опыт. Итогом этой работы стало то, что предложены и нашли внедрение методы повышения продуктивности скважин. Соответствующие результаты теоретических, экспериментальных и опытно-промышленных исследований составляют содержание настоящего раздела.

Особенности эксплуатации газоконденсатных скважин. Основные причины ухудшения их продуктивности

Опыт разработки газоконденсатных месторождений указывает на существенное изменение продуктивности скважин в процессе эксплуатации месторождений. В практике нефтегазодобычи понятие продуктивности скважин в общем случае включает в себя характеристику добывных возможностей скважин, связанных как с коллекторскими свойствами продуктивных горизонтов, вскрытых скважиной, так и с ее техническим состоянием. Зачастую вместо этого термина используют аналогичный - производительность скважин. Более узкое понятие продуктивности скважин обычно определяют интенсивностью отбора скважиной пластовых флюидов при создании на ее забое определенных условий. В этом случае продуктивность скважин количественно характеризуется коэффициентами продуктивности, которые представляются в виде отношения дебитов скважин и соответст-

вующей им разности пластового и забойного давлений (депрессии на забое скважин) или, для газовых скважин, разности квадратов этих давлений. Несмотря на то, что в ходе эксплуатации газоконденсатных месторождений коэффициенты продуктивности скважин иногда изменяются в сторону их увеличения, в подавляющем большинстве случаев разработка месторождений сопровождается значительным уменьшением коэффициентов продуктивности. Снижение продуктивности скважин вызывает не только целый комплекс проблем при их эксплуатации, но и значительные осложнения в управлении разработкой залежей и в конечном счете снижение технико-экономических показателей этого процесса. И, наконец, уменьшение продуктивности газоконденсатных скважин зачастую является одной из основных причин их полной остановки и выбытия из эксплуатации.

злл

Основные причины снижения

продуктивности скважин. Понятие скин-эффекта

Снижение продуктивности скважин в процессе разработки газоконденсатных месторождений связано с проявлением различных геолого-промысло-вых факторов. Основными из них являются:

изменение состояния призабойных зон этих скважин (ПЗС), а именно, ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллектора в этой области пласта;

осложнение в эксплуатации скважин из-за ухудшения технического состояния ствола скважин;

накопление жидкости в стволе скважины вследствие изменения фазового состояния углеводородной смеси или прорыва к скважине воды.

Проявление каждого из перечисленных факторов может быть обусловлено различными физико-химическими процессами, происходящими в пласте и в скважине. Различными оказываются и последствия от их воздействия. Наиболее значительное изменение продуктивности вызывают изменения состояния призабойных (прискважинных) зон пласта. Проблеме снижения продуктивности скважин вследствие изменения фильтрационных параметров коллектора в призабойной зоне скважин следует уделять особое внимание.

Прискважинные зоны - это особая часть пласта, не только определяющая дебиты скважин, но и во многом влияющая в целом на извлечение из залежи газа и конденсата. В зоне нескольких метров вокруг скважины возникают основные фильтрационные сопротивления при притоке к ней флюидов. Поэтому даже незначительное ухудшение фильтрационных свойств коллектора в этой зоне сопровождается существенным уменьшением продуктивности скважин. Фильтрационные процессы в прискважинной зоне осложняются проявляющимися в этой области пласта различными локальными эффектами, связанными с особенностями распределения полей давления, температуры, напряжений и насыщенности коллектора жидкостью и газом.

Изменение продуктивности скважин из-за ухудшения фильтрационных параметров прискважинной зоны пласта обычно отражается в поня-

тии скин-эффекта. Впервые оно было введено в нефтегазодобыче Van Everdingen и Hurst, которые отметили несоответствие замеряемых на скважине депрессий вычисленным их значениям. Примечательно, что Van Everdingen и Hurst использовали понятие скин-эффекта только для случая ухудшения коллекторских свойств призабойной зоны пласта. Параметр скин-эффекта (скин-фактор) в случае притока жидкости к скважине они представили как

s = kh(Ap),„„/(141,2gMo). (3.1)

где к - проницаемость пласта; h - толщина пласта; (Ар)скин ~ депрессия на скважине при проявлении скин-эффекта; g - дебит скважины; - вязкость жидкости; Вд - объемный коэффициент жидкости. Формула 3.1 представлена в системе единиц SPE и поэтому содержит переводной коэффициент 141,2.

Несколько позже Hawkins ввел понятие отрицательного скин-фактора для описания притЬка к скважине с улучшенными характеристиками коллектора в прискважинной зоне. Для скважины радиусом R, вокруг которой имеется зона радиусом Яин с проницаемостью большей проницаемости пласта к, он записал скин-фактор в виде

s = {k/K-\)\T\RIRc). (3.2)

Проявление скин-эффекта в работе газовых скважин в несколько упрощенном виде можно показать с помощью уравнения установившегося притока газа к скважине. Уравнение притока газа при нелинейном двучленном законе фильтрации к скважине имеет вид

pL-p\ = АО -f-BO, (3.3)

где А и В - коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от несовершенства скважины, геометрии зоны дренирования, параметров и свойств газа. Они определяются по следующим формулам:

А = \\yxAJRc -f- С, -Ь Cj), (3.4) где

X = р(р, r)Z(p, Г;р„Г/(7г/с(р)ЛГ,);

В = a(l/J?,-l/J?,-f-C3-l-CJ, (3.5)

где а = р.(р, T)pM{2KLhTc).

Здесь Рп, Рз - пластовое и забойное давления; С,, Сз - коэффициенты несовершенства по степени вскрытия пласта; Cj, С4 - коэффициенты несовершенства по степени и характеру вскрытия пласта; р(р, Г) - вязкость газа; Z(p, Г) - коэффициент сверхсжимаемости газа; р„ - плотность газа при атмосферном давлении; р„ - атмосферное давление; Гцд, Тс - температура пластовая и стандартная; к(р) - коэффициент проницаемости пласта; h - толщина пласта; L - коэффициент макрошероховатости; R - радиус контура.

Изменение фильтрационного сопротивления за счет скин-эффекта можно выразить в виде изменения коэффициента фильтрационного сопротивления А на величину, определяемую некоторым коэффициентом С„:

А = X{lnRJRc + Ci + C2 + Q„ J. (3.6)