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

еще в 2,2 - 2,3 раза уменьшились фильтрационные параметры коллектора. История разработки залежи и эксплуатации скв. 15 полностью подтверждает эти выводы. Продуктивность скважин Западно-Соплесского НГКМ уменьшалась в ходе их эксплуатации за счет накопления ретроградного конденсата у забоя скважин. В среднем продуктивность скважин месторождения изменялась в 2 - 3 раза.

Ухудшение фильтрационных свойств коллектора из-за выпадения парафинов

Изменения термобарических условий у забоев скважин вызывают, наряду с накоплением ретроградного конденсата, выпадение парафинов. Этот процесс непосредственно связан с образованием у скважин зоны с повышенным насыщением жидкостью, и поэтому его следует учитывать не только как самостоятельный фактор, осложняющий эксплуатацию скважин, но и как явление, тесно связанное с накоплением ретроградного конденсата. К настоящему времени определенный объем экспериментальных исследований и результатов промысловых наблюдений накоплен сотрудниками предприятия "Севергазпром". Эти данные в основном касаются газоконденсатных месторождений Тимано-Печорской провинции (Западно-Соплесского, Югидского и др.), которые характеризуются относительно высоким содержанием в газоконденсатной смеси тяжелых компонентов парафинового ряда. Анализ этих данных представляет интерес и с точки зрения обобщения результатов и их учета при контроле процессов выпадения парафинов в пластах других газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений.

При изменении термобарических условий содержащиеся в газоконденсатной системе тяжелые компоненты парафинового ряда могуг переходить в твердую фазу, образуя осадки сложного строения и структуры. Наличие в продукции скважины высококипящих парафинов и церезинов (иногда их объединяют под общим названием "парафины"), как правило, вызывает осложнения в коммуникационных линиях и на объектах сбора и подготовки. Процесс отложения парафинов в системе сбора и подготовки продукции, как правило, оказывается неравномерным на протяжении отдельных периодов разработки залежи. Опыт разработки Западно-Соплесского НГКМ показывает, что осложнения, связанные с выпадением парафинов в скважинном и поверхностном оборудовании, характерны лишь для начального периода эксплуатации месторождений, когда из скважин выносится значительное количество конденсата с высоким содержанием "парафина". В дальнейшем, по мере понижения в залежи давления, содержание парафино-церезиновых фракций в добываемом конденсате резко снижается и соответственно уменьшается его выпадение в системе сбора и подготовки углеводородов. К этому периоду разработки месторождений значительная часть высококипящих компонентов выпадает в пласте вместе с углеводородным конденсатом, ухудшая продуктивность скважин.

Присутствие парафинов в коллекторе пласта в виде твердой и жидкой фаз может вызвать значительное уменьшение его проницаемости и пористости. На это указывают экспериментальные исследования по влиянию выпадения парафинов на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, выполненные В.Н. Абрамовым, Г.В. Петровым и В.Р. Родыгиным на образ-

ia„,% О 20 40 60 a,, %

Рнс. 3.13. Зависимости относительной проницаемости образца керна для газа от содержания твердых парафинов в поровом пространстве (а) и от насыщения образцов раствором парафина в керосине (6)

цах керна терригенных отложений Западно-Соплесского ГКМ и представленные на рис. 3.13 в виде зависимости относительной проницаемости образца для газа от содержания твердых парафинов в поровом пространстве и от насыщения образцов керна раствором парафина в керосине. Как видно из этого рисунка, даже незначительное содержание твердых парафинов в порах породы может вызвать существенное увеличение газопроницаемости породы. Это объясняется перекрытием части пор парафинами и выключением их из процесса фильтрации. Изменение структуры пористого пространства приводит к усилению нелинейных эффектов при фильтрации газоконденсатной смеси с соответственным резким возрастанием фильтрационных сопротивлений.

Таким образом, выпадение парафинов в пористой среде у забоя газоконденсатных скважин может явиться одним из существенных факторов увеличения по ним скин-эффекта и уменьшения их продуктивности.

Математическое моделирование многокомпонентного течения углеводородов в призабойной зоне скважины

Большая часть исследований закономерностей течения газоконденсатных смесей в прискважинных зонах пласта выполнялась на основе математического моделирования многокомпонентной фильтрации углеводородов в пористых средах. Основные результаты теоретических исследований в той или иной мере получают достаточно убедительное подтверждение в про-

мысловой практике разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений. В значительно меньшей мере процессы, происходящие у забоев газоконденсатных скважин, изучены экспериментально. В настоящей работе большая часть исследований проводилась автором с сотрудниками путем математического моделирования фазового поведения газоконденсатных смесей и их фильтрации в пористых средах. Поэтому в данной главе описываются математические модели, используемые во всех последующих разделах книги. В частности, рассматриваются модели и расчетные схемы: фазового поведения многокомпонентных углеводородных смесей; изотермической многофазной фильтрации многокомпонентной углеводородной смеси (с водой и без нее); распределения температурного поля в пласте при нагнетании теплоносителя и прогреве пласта, а также фильтрации газоконденсатной смеси в неизотермических условиях; распространения в пористой среде кислотного раствора при взаимодействии его с породой пласта.

Все используемые в работе математические модели описываются в одной главе по следующим причинам. На современном уровне развития математического моделирования задач многокомпонентной и многофазной фильтрации детальное описание самих численных схем расчета занимает значительный объем и, как правило, излагается в специализированных изданиях. Поэтому здесь описаны общие положения используемых в исследованиях математических моделей, а все модели представляются в одной главе с целью облегчить чтение остальных разделов, посвященных изучению происходящих как у забоя скважин, так и в пласте в целом физических явлений или решению чисто технологических задач эксплуатации газоконденсатных месторождений.

3.2.1

Математическое моделирование фазового поведения многокомпонентных газоконденсатных смесей

Фазовое поведение многокомпонентных углеводородных смесей интенсивно исследуется в течение нескольких последних десятилетий, и к настоящему времени в литературе представлен огромный объем как экспериментальных данных, так и теоретических представлений о фазовом поведении и свойствах природных и искусственных газоконденсатных смесей.

Общий анализ данных экспериментальных и теоретических исследований фазового равновесия природных и искусственных углеводородных смесей, исследований газоконденсатных характеристик и свойств природных углеводородных газоконденсатных систем дан в работах А.И. Гриценко с соавторами [6, 25, 27, 31, 40].

Математическое моделирование фазового поведения многокомпонентных углеводородных смесей (какими и являются газоконденсатные смеси) сводится в основном к расчету их парожидкостного равновесия и основных параметров, характеризующих свойства отдельных фаз смеси и свойства самой смеси. Методы расчета парожидкостного равновесия природных углеводородных смесей развивались в трех основных направлениях, доминировавших в разное время. Это:

использование принципа давления схождения, имеющего в своей ос-