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

Е.М. Гурленова и А.В. Федосеева, увеличение продуктивности скважин на ряде газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений Республики Коми (в том числе и Вуктыльского месторождения) отмечалось в течение периода времени от нескольких месяцев до нескольких лет. При этом основной причиной увеличения продуктивности скважин явилась очистка их призабойных зон от механических частиц и фильтрата бурового раствора.

На длительность отработки скважин указывает также В.В. Ремизов [39]. Многолетний анализ газодинамических исследований, проведенных практически по всем эксплуатационным скважинам Вынгапуровского газового месторождения (Западная Сибирь), показывает значительное изменение коэффициентов фильтрационных сопротивлений скважин по мере их отработки. Автором работы выделены три основных периода в характере изменения средневзвешенных значений фильтрационных коэффициентов по скважинам этого месторождения. Они хорошо коррелируются с различными этапами эксплуатации месторождения. Первый охватывает 1979-1983 гг., в течение которых осуществлялось разбуривание месторождений и с наибольшей степенью сказывалось отрицательное воздействие загрязнения скважин. В этот период средние значения фильтрационных коэффициентов синхронно возрастали. Для второго периода (1984 - 1992 гг.) характерны очистка призабойных зон эксплуатационных скважин и постепенное уменьшение и стабилизация фильтрационных коэффициентов. С 1992 г. увеличение фильтрационных коэффициентов обусловливалось уже внедрением пластовой воды и последствиями проводимых на скважинах водоизоляционных работ.

На значительную продолжительность очистки призабойных зон газовых и газоконденсатных скважин указывают проведенные А.И. Березняко-вым с соавторами промысловые и лабораторные исследования на Ямбург-ском ГКМ. Особенно интересен сделанный ими вывод о том, что широко используемый в газодобывающей практике способ отработки скважин при постоянном дебите и нормативных сроках отработки не соответствует оптимальным условиям очистки прискважинных зон пластов. Наиболее эффективен, с их точки зрения, многоцикличный способ отработки скважин, при котором в ходе отработки скважина несколько раз переводится на различные режимы с большим и меньшим дебитом. Смена режимов и скоростей фильтрации у забоя скважины позволяет в этом случае добиться лучшего выноса продукта кольматации.

Существующий опыт эксплуатации скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях наглядно подтверждает также тот факт, что продуктивность скважин и отработка их после бурения и ремонтных работ существенным образом зависят от типов и составов используемых глинистых растворов и технологий вскрытия и освоения скважин. Например, по ряду скважин Paddy "А" в Deep Basin area отмечалось многократное (до 28 - 51 раза) увеличение скин-эффекта при использовании растворов на водной основе. При этом инерционная составляющая скин-эффекта оказалась незначительной, а основная его доля определялась поглощением воды в коллекторе призабойной зоны скважины. Этот факт был установлен путем сопоставления данных по бурению и освоению скважин с использованием растворов на водной и неводной основе, результатов гидроразрывов и дополнительных перфораций, проведенных по низкодебитным скважинам, а также лабораторными исследованиями на кернах по определению

фазовых проницаемостей. Отработка скважин занимала довольно длительное время (до нескольких лет). Исключение вредных последствий поглощения воды газонасыщенным коллектором приводило к существенному уменьшению скин-эффекта и, что еще характерно, к увеличению доли инерционной составляющей в величине скин-эффекта. При использовании растворов на нефтяной основе на этом месторождении удавалось уменьшить скин-эффект на порядок и более.

По данным БашНИПИнефть, степень ухудшения проницаемости на ряде нефтяных и нефтегазовых месторождений Башкирии составляет для глинистого раствора 83 -91 %, для известково-битумного - 93 -97 %, а для полимерного раствора - 80 -91 %.

Значительное влияние на продуктивность скважин и ее динамику во времени отмечалось на Ямбургском и Уренгойских газоконденсатных месторождениях.

Основные операции по первичному вскрытию продуктивных пластов на месторождениях ДП "Ямбурггаздобыча" и "Уренгойгазпром" проводятся с использованием буровых растворов на водной основе плотностью 1120 - 1190 кг/м. При проходке продуктивных пластов буровой раствор обрабатывается КМЦ или другими водорастворимыми полимерами, кальцинированной и каустической содой, графитом, легким талловым маслом и другими химическими реагентами. Вторичное вскрытие продуктивных пластов осуществляется в среде глинистого бурового раствора или раствора хлористого кальция плотностью 1100-1200 кг/м. В результате на многих скважинах отмечались значительные поглощения промывочных жидкостей и глубокое проникновение фильтрата, а также кольматация пористой среды твердыми частицами растворов. Все это приводило к необратимому кратному снижению продуктивности скважин. Особенно значительное снижение продуктивности происходило в многопластовых объектах при совместном вскрытии нескольких продуктивных пластов. Поэтому на Ямбургском и Уренгойском месторождениях, где в эксплуатацию вовлекаются одновременно большие продуктивные мощности, объединенные в один эксплуатационный объект, использование растворов на водной основе вызывало гидродинамическую связь пласта со скважиной только по высокопро-водящим каналам при неработающих низкопроницаемых прослоях.

В качестве более эффективных методов вскрытия пластов на этих месторождениях применялась перфорация в углеводородной среде. Из растворов на углеводородной основе использовались: газоконденсат, инверт-ные эмульсионные растворы на основе газоконденсата и продуктов его переработки (дизтопливо, кубовые остатки переработки газоконденсатов), углеводородные растворы маслорастворимых ПАВ (Эмультал, Дорад-Ш). Эффективность использования этих агентов существенно различалась. Наиболее значительно увеличивалась продуктивность скважин при перфорации их с использованием углеводородных растворов маслорастворимых ПАВ - в среднем на 280 тыс. м/сут (на 13,5% по отношению к потенциально возможному). Менее эффективным оказался газоконденсат (продуктивность скважин повышалась в среднем на 136 тыс. м/сут, или всего на 3,2-5,5%).

Эта среда не обеспечивает очистки скважинного оборудования и прискважинной зоны от твердых частиц бурового раствора и его фильтрата. Малоэффективны также перфорации с применением инверсно-эмульсионных растворов (ИЭР), которые использовались на скважинах Урен-

гойского ГКМ для вскрытия валанжинских отложений. Этот результат, по всей видимости, был обусловлен некачественным приготовлением и расслоением ИЭР уже в процессе его закачки в скважину и проведением перфорации фактически в среде водного раствора хлористого кальция. Промысловая практика прострелочных работ на Ямбургском и Уренгойском месторождениях также показала неэффективность комбинированной схемы закачки в пласт определенного объема водного раствора ПАВ и последующего проведения перфорации в среде углеводородного раствора.

Таким образом, анализ промысловых, экспериментальных и теоретических исследований проблемы влияния фильтрационных характеристик прискважинных зон пласта показывает, что ухудшение коллекторских свойств пласта у забоя скважины является одним из существенных факторов снижения продуктивности скважин. В то же время для газоконденсатных скважин не менее важной причиной снижения их продуктивности может оказаться и выпадение конденсата у забоя скважин.

3.1.4

Снижение продуктивности скважин

при накоплении ретроградного конденсата

в призабойной зоне

Отличительной особенностью эксплуатации скважин газоконденсатных месторождений, безусловно, является снижение продуктивности их из-за накопления ретроградного конденсата у забоя скважин. Этот процесс вызывает увеличение насыщенности коллектора ретроградной углеводородной жидкостью и соответственно уменьшение фазовой проницаемости коллектора для газа. Процесс накопления конденсата в призабойных зонах скважин обусловливается особенностями фазового поведения природных газо-кондецсатных систем.

Выпадение ретроградного конденсата в призабойной зоне. Явление динамической конденсации

Проблема накопления ретроградного конденсата в призабойной зоне скважин в последнее время вызывает повышенный интерес, поскольку она тесным образом связана с изменением продуктивности сквгижин. Изучению механизма накопления конденсата у забоя скважины посвящены работы З.С. Алиева, В.А. Вдовенко, А.И. Гриценко, Н.А. Гужова, Е.М. Гурленова, Ю.П. Коротаева, Б.В. Макеева, А.Х. Мирзаджанзаде, В.А. Николаева, В.Н. Николаевского, М.Б. Панфилова, М.А. Пешкина, В.Г. Подюка, Б.Е. Сомова, P.M. Тер-Саркисова, А.В. Федосеева, А.Н. Шандрыгина, R.A. Alexander, W. Boom, J.G. Maas, Мс. Cain, S. Oedal, A.M. Schulte, K. Wit, H.C. Weeda, J.P.W. Zeelenberg. Исследования этих авторов позволяют представить накопление ретроградного конденсата у забоя скважины как процесс так называемой динамической конденсации. Упрощенно "динамическую конденсацию" можно описать следующим образом.