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

проскальзывания газа при более высоких значениях абсолютных проницаемостей кернов (0,146 и 0,250 мкм, варианты на рис. 3.11, а и б) и их увеличения при низких значениях абсолютных проницаемостей (0,062 мкм, варианты на рис. 3.11, в).

В реальных условиях увеличение инерционных сопротивлений по скважинам отмечалось при их обводнении на ряде газоконденсатных месторождений Республики Коми (Е.М. Гурленов, Г.В. Петров, Н.Н. Трегуб). Значительное влияние насыщения коллектора углеводородной жидкостью на инерционные сопротивления отмечалось нами при анализе изменения продуктивности скважин Печоро-Кожвинского месторождения. При иссле-

5,.%

Рнс. 3.11. Зависимость приведенного коэффициента иперциоппых сопротивлеппй Р от пасы-щенпости образца жидкостью для образцов с проницаемостью 0,146 (а), 0,250 (б) п 0,062 (в) мкм.

Сплошная линия - без учета эффекта проскальзывания газа, пунктирная - с учетом этого эффекта

о 20

Рнс. 3.11. Продолжение

довании фильтрационных сопротивлений по скважинам этого месторождения предполагалось, что даже при одном и том же значении насыщенности пористой среды жидкостью на значение коэффициента В будут сильно влиять скорость фильтрации флюидов и пластовое давление (от которого зависит поверхностное натяжение на границе раздела фаз). Эти параметры определяют распределение жидкости в пористом коллекторе, а следовательно, и структуру газонасыщенной его части. Таким образом, представляется возможным использовать капиллярное число в качестве параметра, влияющего на значение коэффициента фильтрационных сопротивлений В.

Оценка влияния капиллярного числа на В была выполнена для нескольких скважин Печоро-Кожвинского месторождения с использованием данных гидродинамических исследований этих скважин. При этом применялись зависимости вязкости флюидов и поверхностного натяжения от давления, полученные в расчетах процесса дифференциальной конденсации модельной газоконденсатной смеси. Были построены соответствующие зависимости коэффициентов В от капиллярного числа. Хорошая корреляция между этими величинами наблюдалась для скв. 102 и 103, несколько худшая - для СКВ. 21. Эти зависимости представляют собой следующие выражения:

для СКВ. 21 В = 5,6/N° {(МПа • суг/тыс. м)};

для СКВ. 102 В = 4,24/N° {(МПа сут/тыс. м)};

для СКВ. 103 В = 1,32/N, {(МПа сут/тыс. м)},

где - капиллярное число.

Определенные трудности в оценке зависимости коэффициентов фильтрационных сопротивлений В от капиллярного числа были связаны с возможным (по данным промысловых исследований) появлением нефти на забоях этих скважин. Влияние же на коэффициент В насыщенности коллектора жидкостью в промысловых условиях выявить, к сожалению, невозможно.

Определение соотношения доли уменьшения продуктивности скважины от проявления каждого из факторов представляет не только научную, но и практическую ценность. Вполне естественно предположить, что повышение продуктивности газоконденсатных скважин может быть достигнуто двумя основными путями: удалением выпавшего ретроградного конденсата из призабойной зоны скважин в глубь пласта и отбором его скважиной. Первый путь представляется более перспективным для тех случаев, когда основное изменение продуктивности скважин вызывается вязкостными составляющими фильтрационных сопротивлений. Второй путь, на наш взгляд, предпочтителен в том случае, когда накопление конденсата сопровождается преобладающим увеличением инерционных сопротивлений. Ниже это утверждение будет проанализировано более подробно.

Промысловые данные по снижению

продуктивности скважин

при накоплении ретроградного конденсата

Снижение продуктивности скважин из-за выпадения конденсата отмечалось на многих месторождениях в России, странах СНГ и дальнего зарубежья. В той или иной мере оно наблюдалось на месторождении Нокс-Бромайд, Contest! (Румыния), Вуктыльском, Западно-Соплесском и Печоро-Кожвинском НГКМ (Республика Коми), месторождениях Днепровско-Донецкой впадины (Тимофеевское, Новотроицкое) [51], Оренбургском НГКМ и многих других. Анализ промысловых данных по снижению продуктивности скважин газоконденсатных месторождений достаточно подробно дан в литературе.

Для всех этих месторождений характерно изменение дебита скважин непропорционально понижению пластового давления и особенно значительное уменьшение его при низких пластовых давлениях. В качестве примера на рис. 3.12 показано изменение дебита газа по скважинам Западно-Соплесского НГКМ при уменьшении среднего пластового давления в районе скважин в процессе разработки залежи. Как видно из этого рисунка, для СКВ. 15 при снижении пластового давления от значений, близких к 28 - 30 МПа, до 10 МПа отмечалось уменьшение ее дебитов с 700 до 80 - 100 тыс. м/сут, т.е. более чем в 7 раз. Несложный расчет показывает, что при тех же депрессиях (например, в 1 МПа) за счет снижения пластового давления дебит скважины мог измениться только в 3 раза. Следовательно,

Рнс. 3.12. Изменение дебита газа на скважинах Западно-Соплесского НГКМ при уменьшении пластового давления

Сг,тысм/сут

СквЛ4

10 15 20 25 30 35р-.,МПя