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

Другая отличительная особенность притока газа к скважине - искривление линий тока. Это искривление происходит из-за несовершенства скважин по характеру вскрытия, а если скважина частично вскрывает продуктивный пласт, - то и вследствие несовершенства скважины по степени вскрытия. Несовершенство скважины по характеру и степени вскрытия влияет на величины коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В в уравнении притока газа к скважине (1). Коэффициенты А а В определяются в результате интерпретации данных исследования скважины при установившихся режимах фильтрации [8, 23, 24, 31], а следовательно, с учетом в общем случае двойного несовершенства скважины. Вместе с тем отметим, что представление сложного фильтрационного течения к скважине как суммы элементарных потоков привело к получению формул, позволяющих раскрыть структуру коэффициентов А ж В.

Следующая особенность притока газа к скважине связана с фильтрацией газоконденсата.

При разработке газоконденсатных месторождений, даже с поддержанием пластового давления, забойные давления по скважинам Рс I меньше давления начала конденсации р или начального пластового давления р» (р, i </>нк. или pi <р„).

Следовательно, приток газоконденсатной смеси к скважине сопровождается выпадением конденсата в призабойной зоне пласта. В начальные моменты времени происходит процесс накопления конденсата в пласте. Затем, после достижения равновесной насыщенности, конденсат начинает поступать к забою скважины. Выпадение конденсата в призабойной зоне пласта приводит к изменению во времени фильтрационных сопротивлений АшВ в уравнении (1) (М. Т. Абасов, 3. С. Алиев, Ю. П. Коротаев, А. М. Кулиев и др.). Вопрос об изменении конденсатонасыщенности в призабойной зоне пласта достаточно исследован (М. Т. Абасов, 3. М. Ахмедов, А. X. Мирзаджанзаде и др.).

С двухфазной фильтрацией приходится иметь дело и при обводнении газовых скважин вследствие образования конусов и продвижения воды в виде языка по наиболее дренируемому пропластку. Двухфазная фильтрация наблюдается при поступлении в скважину газа и воды из переходной зоны. Затем в скважину поступают газ - из необводненной части пласта - и вода - из обводненного про-пластка.

При эксплуатации скважин, вскрывших рыхлые, неустойчивые коллекторы, дебиты скважин приходится ограничивать, чтобы не допустить разрушения призабойной зоны пласта, выноса частиц породы и осложнения процесса эксплуатации скважины - образования песчаной пробки и эрозии оборудования. Опыт разработки газоконденсатных месторождений Краснодарского края показывает, что при обводнении скважин даже достаточно устойчивые коллекторы начинают «плыть» [56]. Следовательно, обводнение скважин приво-

1 Если начальное пластовое давление больше давления начала конденсации или равно ему.

дит К необходимости снижения допустимых депрессий на пласт для предотвращения разрушения призабойной зоны скважин.

При формировании месторождений природных газов газ оттеснял воду за пределы ловушки. При этом газ неполностью вытеснял воду из порового пространства, и формировалась остаточная водонаеыщен-ность. Теоретические и экспериментальные исследования показывают, что при притоке газа к скважинам призабойная зона пласта довольно быстро осушается в процессе падения давления.

Отмеченные ранее факторы приводят к увеличению коэффициентов фильтрационных сопротивлений АжВъ уравнении (1), к ухудшению продуктивной характеристики скважин. Осушка же призабойной зоны сопровождается увеличением продуктивности скважин. А. А. Литвинов, А. К. Шевченко и О. А. Бабенко предлагают искусственно осушать призабойную зону пласта для увеличения продуктивности газовых скважин.

]Разработка месторождений природных газов сопровождается падением во времени пластового и забойного давлений. Это приводит к деформации пласта. Лабораторные и промысловые исследования указывают на изменение (уменьшение) коэффициентов пористости и проницаемости пласта со снижением пластового давления. При этом наиболее существенно (до 50% и более) изменяется коэффициент проницаемости. Естественно, что в наибольшей степени указанные параметры изменяются в призабойной зоне пласта.

Изменение пластового, а следовательно, забойного давления приводит к проявлению влияния реальных свойств газа, например, на дебит скважины. Так, некоторые оценочные расчеты, приведенные в работе [38], показывают, что при неучете отклонения реальных газов от закона Бойля-Мариотта и изменения их вязкости вследствие изменения давления ошибки прогнозирования дебитов колеблются в пределах 10-16% для метана и 23-28% для природного газа некоторого состава [38], причем вычисленные значения дебитов оказываются завышенными.

При проходке скважин вода из промывочного раствора проникает в призабойную зону пласта, продуктивные отложения глинизируются. Аналогичные осложнения наблюдаются при глушении эксплуатационных скважин перед проведением, например, капитального ремонта, работ по интенсификации и т. д. Хотя в дальнейшем призабойная зона и очищается от шлама, глинистой корки и осушается, но какое-то время все это влияет на особенности притока газа к скважине, на ее производительность. При разрушении и выносе глинистой корки продуктивность скважин существенно возрастает. Разная степень глинизации продуктивных пропластков определяет разновременность приобщения их к эксплуатации, неравномерность дренирования продуктивных отложений по мощности. Всех этих условий нельзя не учитывать при исследовании скважин, при проектировании, анализе и определении перспектив разработки месторождений природных газов.

к особенностям притока газа к скважине относятся также значительные потери давления в призабойной зоне пласта. Для примера приведем табл. 2, где показаны потери давления в процентах на раз-

ных безразмерных расстояниях = (с - радиус

скважины) закону

от оси скважины при стационарной фильтрации газа но Дарси [38].

Таблица

Потери давления (в процентах) на разных расстояниях от оси скважины при фильтртцви газа по закону Дарси

е = 0

е=0,3

е=0,в

= 0,9

2 5 10 100 500 1 ООО 5 000 7 500 10 ООО 15 000

29,8 45,4 53,2 78,7 88,1 94,0

27,9 42,5 50,8 71,9 83,5 87,8 97,7 100

26,8 40,9 48,9 68,2 80,4 84,8 94,1 96,3 97,7 100

16,0 32,4 38,3 70,1 84,9 92,2

14,4 29,2 37,6 64,0 78,9 85,2 97,0 100

13,5 27,8 36,4 61,7 74,9 80,3 92,3 95,2 97,1 100

11,4 25,3 35,4 64,6 83,0 90,4

10,1 22,4 31,1 57,7 74,4 81,2 96,3 100

9,3 20,9 29,1 54,1 69,9 76,6 90,7 94,2 96,4 100

9,3 21,6 30,5 60,4 80,7 88,8

8,2 18,8 26,8 52,9 70,7 78,3 95,7 100

7,6 17,5 24,9 49,2 65,8 72,3 89,3 93,1 95,7 100

Условные обозначения: е=- (Р - забойное давление, - давление на р

расстоянии Я ); R* =

Из таблицы следует, что наибольшее падение давления наблюдается непосредственно около скважины. Так, при расстоянии между скважинами 1500 м и е = 0,9 на преодоление фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта радиусом 10 м расходуется 52,9% общих потерь давления, причем 18,8% этих потерь приходятся на призабойную зону радиусом 0,4 м.

С увеличением депрессии на пласт (характеризуемой величиной е) потери давления вблизи скважины возрастают. Так, при тех же расстояниях между скважинами (1500 м), но при 8 = 0 (что означает Рс - 0) на призабойную зону пласта радиусом 10 м приходится 71,9% общих потерь давления против 52,9% при е = 0,9.

Изменение расстояния между скважинами при неизменной депрессии не оказывает большого влияния на распределение потерь давления в пласте. Например, при увеличении расстояния между скважинами с 500 до 1500 м, т. е. в 3 раза, доля потерь давления