Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов

Подождите немного. Документ загружается.

Неглубокое

проникновение

Скважина I

Роет (высокий)

Градиент

МПа/м

•

Рост (низкий)

Градиент

МПа/м

Глубокое

проникновение

Скважина

Рост

(высокий)

Градиент

0,5

МПа/м

Рост

(низкий)

Градиент

МПа/м

Водонасыщенность

Рис.

3.6. Иллюстрация влияния

глубины

проникновения

водной

фазы и

градиентов

давления

на расформирование зоны

проникновения.

Неглубокое

проникновение:

градиент 10

МПа/м

(жидкость подвижна) и 1

МПа/м

(жидкость

неподвижна).

Глубокое

проникновение:

градиент 0,5

МПа/м

(жидкость неподвижна) и

0,1

МПа/м

(жидкость неподвижна)

1,0 МПа). При глубоком проникновении

даже

значительные перепады дав-

ления

уже не вызывают больших градиентов давления в зоне "поражения"

(например,

они составляют 0,5 МПа). При низких перепадах давления гра-

диенты еще более низкие (0,1 МПа, например). Из рис. 3.6 видно, что при

неглубоком проникновении и поддержании на забое скважин высоких пе-

репадов давления удается создать условия для мобилизации защемленной

водяной

фазы и придать ей подвижность. В этом

случае

преодолевается

градиент капиллярного давления 10 МПа/м с соответствующим определен-

ным

уменьшением водонасыщенности и увеличением проницаемости по

газу

(условно представлено на рис. 3.6). При уменьшении перепадов давле-

ния

уменьшаются градиенты давления и нарушаются условия для значи-

тельного уменьшения насыщенности коллектора водяной фазой (точка,

соответствующая в рассматриваемом на рис. 3.6 примере градиенту

1,0 МПа). Вполне естественно, что с увеличением зоны инфильтрации воды

уменьшаются возможные в ней градиенты давления и

ухудшаются

условия

для создания в ней подвижности воды, а следовательно, и расформирова-

ния

зоны проникновения.

Изменение

продуктивности скважин

при

физико-химическом взаимодействии фильтрата

промывочной

жидкости со скелетом породы

Существенное влияние на состояние коллектора в зоне проникновения

может оказывать взаимодействие фильтрата промывочной жидкости со

скелетом породы. К наиболее распространенным процессам взаимодейст-

241

вия

относятся массообмен фильтрата растворов с глинами, отложение па-

рафина

и смол, гидратов, солей и т.д. Эти процессы существенным обра-

зом изменяют физические свойства прискважинных зон пластов, в том

числе абсолютную и относительные фазовые проницаемости, капиллярные

давления и вязкости фаз.

В настоящее время наиболее полно изучены изменения фильтрацион-

ных свойств под действием активного фильтрата для глиносодержащих по-

род. Современные представления о массообменных процессах в глиносо-

держащих породах формируются на базе учения Б.В. Дерягина с соавтора-

ми

о расклинивающем давлении, согласно которому роль сил разной при-

роды меняется в зависимости от расстояния

между

поверхностями, кото-

рое зависит, в свою очередь, от физико-химического взаимодействия в

рассматриваемой термодинамической системе (в данном

случае

глинистая

порода — вода). На базе этих представлений многие исследователи изучали

механизм массообменных процессов в глиносодержащих породах.

Согласно работам этих авторов, массообмен в глиносодержащих по-

родах обусловлен адсорбцией воды над поверхностью глинистых частиц

(или

между

агрегатами внутри самих глинистых частиц) и катионным об-

меном.

результате

адсорбции воды происходит образование водных ас-

социатов типа кристаллогидратов. В зависимости от термобарических и

физико-химических условий и петрофизических особенностей глиносо-

держащих пород влияние расклинивающего давления на изменение

физи-

ческих свойств коллекторов проявляется различным образом. При взаимо-

действии частицы глины адсорбируют

воду

из внутрипорового пространст-

ва до достижения нового равновесного состояния или чешуйки глины от-

слаиваются и диспергируются во внутрипоровом пространстве. Первый

случай характерен для преобладания сил сцепления глинистых частиц меж-

ду собой и с материалом неглинистого скелета над действием расклинива-

ющего давления. Второй — для превышения расклинивающим давлением

сил сцепления

между

частицами и скелетом породы.

При

двухфазной фильтрации возможны два механизма изменения фи-

зических свойств глиносодержащих пород в

результате

набухания глин:

гидратационный механизм, при котором изменение водонасыщеннос-

ти,

пористости, проницаемости, удельной поверхности и

других

свойств

происходит за счет образования гидратного слоя и уменьшения тем самым

эффективного

диаметра поровых каналов;

самокольматационный

механизм, обусловленный изменением физиче-

ских свойств в

результате

диспергирования глинистых частиц и накоплени-

ем диспергирующих чешуек глинистых минералов в местах сужений пор

(горлышках).

Преимущественное проявление гидратационного и самокольматацион-

ного механизма изменения свойств глинистых пород зависит от многих

факторов

(в первую очередь, от минерализации раствора). Однако к насто-

ящему времени досконально процесс перехода одного механизма в

другой

еще не изучен. Эффекты гидратационного набухания отмечены для

неко-

торых нефтяных месторождений Пермской области, полимиктовых кол-

лекторов нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири и в

неко-

торых

других

районах.

Влияние процессов взаимодействия водных растворов с глинистыми

породами на фильтрационные свойства последних заключается в измене-

нии

как их абсолютной, так и относительной фазовой проницаемости. Со-

242

гласно результатам исследований Н.Н. Михайлова, В.М. Рыжика и

А.Я. Хавкина, процессы гидратации (с присоединением воды к глинистой

составляющей скелета) и сорбции солей (с обеднением фильтрата опреде-

ленными

катионами) в глинах

могут

привести к изменению коэффициента

абсолютной проницаемости за счет уменьшения эффективных диаметров

пор.

Эти же процессы

могут

в значительной мере влиять на фазовые про-

ницаемости

глинистых коллекторов. При этом, по данным Б.И. Леви и

С.Н.

Глейзера, относительные фазовые проницаемости очень чувствитель-

ны

к значению предельной адсорбции, притом, что вид изотерм адсорбции

слабо влияет на зависимость относительных фазовых проницаемостей от

насыщенности

фазами. При анализе влияния на продуктивность скважин

процессов взаимодействия глинистых пород и растворов

следует

рассмот-

реть дополнительно еще один фактор. Из-за процессов гидратации и

сорбции

не только изменяются фильтрационные параметры в зоне про-

никновения

раствора, но

могут

уменьшаться и сами размеры этой зоны, а

также происходить отставание фронта водонасыщенности.

В последнее время для бурения и ремонтных работ по скважинам га-

зовых и газоконденсатных месторождений все большее распространение

получают буровые растворы на углеводородной основе. Применение этих

растворов в газодобыче представляется очень перспективным направлени-

ем,

поэтому

следует

уделить

внимание их основным преимуществам и не-

достаткам. Основные преимущества растворов на углеводородной основе

заключаются в том, что они наносят менее серьезный ущерб призабойной

зоне

скважин, чем водные растворы. Во-первых, это обусловлено менее

глубоким проникновением таких растворов в пласт за счет более высокой

их вязкости и менее интенсивного проявления капиллярных сил

(вследствие более низкого поверхностного натяжения на границе раздела

фаз

и умеренных значений краевых

углов

смачивания). Немаловажный

фактор

— лучшее оттеснение проникшего в пласт углеводородного рас-

твора газом при отработке скважин. Во-вторых, растворы на углеводород-

ной

основе не взаимодействуют с глинистыми минералами и им не прису-

щи

те виды физико-химических взаимодействий с породой и пластовыми

флюидами, которые вызывают выпадение в пласте солей. В качестве ос-

новных компонентов для приготовления буровых растворов на углеводо-

родной основе используют нефть или дизельное топливо. В отечественной

газодобывающей практике имеются единичные случаи использования газо-

конденсата для приготовления растворов на стадии вскрытия и освоения

газонасыщенных пластов. Промысловый опыт использования буровых

растворов и промывочных жидкостей на углеводородной основе показыва-

ет их высокую эффективность. Это отмечалось, в частности, на Ямбург-

ском

и Уренгойских газконденсатных месторождениях, а также на место-

рождении Paddy "А" в Deep

Basin

area.

Несмотря

на очевидные преимущества буровых растворов на углево-

дородной основе, им свойственны и некоторые недостатки. К ним, в пер-

вую очередь,

следует

отнести существенное изменение фильтрационных

свойств пласта-коллектора у забоя скважины, а также возможность боль-

шего загрязнения пористой среды пласта твердыми частичками, чем при

использовании

растворов на водяной основе. К настоящему времени уже

накоплен

определенный объем экспериментальных и промысловых иссле-

дований по данной проблеме. Наиболее полно и детально, на наш взгляд,

экспериментальные исследования изменения смачиваемости представлены в

243

работе

[59]. В ней

изучаются результаты лабораторных замеров измене-

ния

смачиваемости

проницаемости

для

различных

по

исходной смачива-

емости образцов породы (гидрофильных, гидрофобных

смешанной

сма-

чиваемости)

при

контакте

их с 18

различными растворами

на

углеводород-

ной

неуглеводородной основе.

растворах использовались различные

компоненты,

включая нефть, поверхностно-активные вещества

(ПАВ) и

неорганические соли.

ходе

экспериментов измеряли капиллярное давле-

ние

контактные

углы

смачивания. Комбинированный Amott/USBM метод

использовали

для

определения основных показателей смачиваемости

—

индексов Amott

USBM.

Эти

опыты проводили

для

гидрофильных песча-

ников

Вегеа,

кернов

промежуточной смачиваемостью

(с

обработкой

их

асфальтенами

для

достижения

требуемых

характеристик смачиваемости)

гидрофобных кернов (химически обработанных

для

получения характерис-

тик

смачиваемости).

Результаты исследований

[59]

показывают,

что

гидрофобизацию

кол-

лектора вызывает адсорбция тяжелых углеводородных компонентов

из бу-

рового раствора

на

поверхности пород. Изменение смачиваемости коллек-

тора может также происходить

за

счет взаимодействия содержащихся

растворе поверхностно-активных веществ, которые предназначены

для

удержания твердых частиц

растворе. Смена типа смачиваемости коллек-

тора

ведет

значительному преобразованию

его

фазовых проницаемостей

конечном счете

изменению характера протекающих

забоя скважи-

ны

процессов.

Результаты работы

по

изучению влияния

на

смачиваемость различных

видов промывочных растворов представлены

табл.

3.1, 3.2. Как

видно

из

них, некоторые

из

промывочных растворов значительно изменяют смачи-

ваемость породы.

примеру, растворы

на

нефтяной основе EZ-Mul

DV-33

опытах

гидрофильными образцами гидрофобизовали

их (это от-

Габлица

3.1

Изменение свойств гидрофильных образцов при контакте с компонентами раствора

Тип

рас-

твора

Дизтопливо

Invermul*

EZ-МиГ

DV-33-

SE-11

Petrotone'

Mentor

26*

Нефть

Drilltreaf

Раствор

СаС1

Известко-

вый

раствор

Барит

* Здесь

Индекс

Amott

Вода

0,590

0,407

0,076

0,126

0,649

0,436

0,531

0,668

0,353

0,461

0,191

0,566

табл

Нефть

0,018

0,024

0,066

0,246

0,009

0,022

0,018

0,029

0,017

0,018

Вода/

нефть

31,9

16,9

1.2

0,5

73,7

19,6

28,7

37,3

12,0

26,5

11,4

31,0

Индекс

USBM

0,442

0,101

-0,098

-0,164

0,438

0,091

0,373

0,459

0,077

0,251

0,132

0,386

3.2

звездочкой отмечены

Соот-

ноше-

ние

прони-

цае-

мостей

1,00

0,69

0,04

0,34

0,93

0,09

0,66

1,02

1,00

0,41

0,73

0,40

Нефтена-

сыщенность

на-

чаль-

ная

0,75

0,74

0,75

0,73

0,70

0,71

0,67

0,70

0,74

0,73

оста-

точ-

ная

0,37

0,29

0,24

0,16

0,42

0,38

0,33

0,43

0,27

0,39

0,29

0,39

Водонасы-

щенность

ДО

обра-

ботки

0,25

0,26

0,25

0,27

0,30

0,29

0,33

0,30

0,26

0,27

после

обра-

ботки

0,15

0,17

0,25

0,21

0,11

0,07

0,11

0,18

0,10

0,17

0,16

растворы

на

нефтяной основе.

Изме-

нение

насы-

щен-

ности

0,10

0,09

0,01

0,05

0,14

0,20

0,19

0,18

0,15

0,20

0,09

0,11

244

Таблица

3.2

Изменение свойств гидрофобных образцов при контакте с компонентами раствора

Тип

рас-

твора

Дизтопливо

Invermul'

EZ-МиГ

DV-33'

SE-11

Petrotone'

Mentor

26'

Нефть

Drilltreaf

Раствор

СаС1

Известко-

вый

раствор

Барит

Индекс

Amott

Вода

0,070

0,008

0,037

0,087

0,107

0,092

0,093

0,017

0,025

0,022

0,068

Нефть

0,206

0,333

0,427

0,279

0,135

0,145

0,191

0,173

0,450

0,265

0,216

0,224

Вода/

нефть

0,338

0,023

0,019

0,312

0,644

0,736

0,481

0,537

0,049

0,095

0,103

0,305

Индекс

USBM

-0,018

-0,088

-0,182

-0,078

0,027

0,024

0,007

0,009

-0,104

-0,049

-0,036

-0,022

Соот-

ноше-

ние

прони-

цае-

мостей

1,00

0,87

0,70

0,51

0,57

0,30

0,93

0,99

0,63

0,98

1,01

0,97

Нефтена-

сыщенность

на-

чаль-

ная

0,63

0,70

0,65

0,64

0,62

0,75

0,66

0,65

0,71

0,72

0,74

0,63

оста-

точ-

ная

0,22

0,16

0,04

0,24

0,33

0,30

0,25

0,11

0,31

0,19

0,23

Водонасы-

щенность

АО

обра-

ботки

0,37

0,30

0,35

0,36

0,38

0,25

0,34

0,35

0,29

0,28

0,26

0,37

после

обра-

ботки

0,25

0,47

0,45

0,54

0,33

0,17

0,20

0,18

0,38

0,16

0,20

0,23

Изме-

нение

насы-

щен-

ности

0,12

-0,17

-0,10

-0,18

0,05

0,08

0,14

0,17

-0,09

0,12

0,06

0,14

ражается

резком уменьшении соотношения индексов Amott

для

воды

нефти

отрицательных значениях индекса USBM). Изменение смачивания

сопровождается также изменением фазовых проницаемостей

значений

остаточной (связанной) насыщенности коллектора фазами.

Промысловые данные

по

изменению продуктивности скважин

ходе

их

отработки

Отрицательное влияние

на

состояние призабойной зоны скважины остат-

ков

глинистого раствора

при

бурении

вскрытии продуктивной толщи

прослеживалось

на

многих газовых

газоконденсатных месторождениях

как

России,

так и за

рубежом.

В то же

время более наглядным примером

зависимости продуктивности скважин

от

состояния коллектора

приза-

бойной

зоне скважин являются результаты отработки скважин после буре-

ния

ремонтных работ.

литературе широко описаны случаи улучшения

продуктивности газовых

газоконденсатных скважин

за

счет постепенной

отработки

их

призабойных

зон.

Одним

из

способов очистки стволов

призабойных

зон

скважин,

вышедших

из

бурения

капитального ремонта,

от

шлама, глинистой

кор-

ки,

остатков промывочной жидкости

фильтрата бурового раствора явля-

ется продувка

их в

атмосферу после освоения.

Это

мероприятие предусма-

тривается правилами разработки газовых

газоконденсатных месторож-

дений

едиными техническими правилами ведения работ

при

строительст-

ве скважин

на

нефтяных, газовых

газоконденсатных месторождениях.

Согласно различным существующим

нашей стране инструкциям

по ком-

плексным

исследованиям газовых

газоконденсатных пластов

скважин,

время продувки скважин может составлять

до

трех

суток.

Однако,

как

показывают многочисленные экспериментальные иссле-

дования

промысловые наблюдения, очистка прискважинных

зон

пластов

может происходить гораздо дольше.

Так, по

данным

Н.Н.

Трегуб,

245

Е.М.

Гурленова и А.В. Федосеева, увеличение продуктивности скважин на

ряде газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений Респуб-

лики

Коми (в том числе и Вуктыльского месторождения) отмечалось в те-

чение периода времени от нескольких месяцев до нескольких лет. При

этом основной причиной увеличения продуктивности скважин явилась очи-

стка 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 газо-

вого месторождения (Западная Сибирь), показывает значительное измене-

ние

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 раз-

личными

этапами эксплуатации месторождения. Первый охватывает 1979 —

1983 гг., в течение которых осуществлялось разбуривание месторождений и

с наибольшей степенью сказывалось отрицательное воздействие загрязне-

ния

скважин. В этот период средние значения фильтрационных

коэффици-

ентов синхронно возрастали. Для второго периода (1984 — 1992 гг.) харак-

терны очистка призабойных зон эксплуатационных скважин и постепен-

ное

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 газо-

вых 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 оп-

тимальным условиям очистки прискважинных зон пластов. Наиболее эф-

фективен,

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 газоконден-

сатных месторождениях наглядно подтверждает также тот факт, что про-

дуктивность скважин и отработка их после бурения и ремонтных работ

существенным образом зависят от типов и составов используемых глинис-

тых 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 оказа-

лась незначительной, а основная его доля определялась поглощением воды

коллекторе призабойной зоны скважины. Этот факт был установлен пу-

тем сопоставления данных по бурению и освоению скважин с использова-

нием

растворов на водной и неводной основе, результатов гидроразрывов

дополнительных перфораций, проведенных по низкодебитным скважи-

нам,

а также лабораторными исследованиями на кернах по определению

246

фазовых проницаемостей. Отработка скважин занимала довольно длитель-

ное

время (до нескольких лет). Исключение вредных последствий поглоще-

ния

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 умень-

шить 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 мес-

торождениях.

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 обраба-

тывается КМЦ или другими водорастворимыми полимерами, кальциниро-

ванной

и каустической содой, графитом, легким талловым маслом и други-

ми

химическими реагентами. Вторичное вскрытие продуктивных пластов

осуществляется в среде глинистого бурового раствора или раствора хлори-

стого кальция плотностью

1100—1200

кг/м

. В

результате

на многих сква-

жинах отмечались значительные поглощения промывочных жидкостей и

глубокое проникновение фильтрата, а также кольматация пористой среды

твердыми частицами растворов. Все это приводило к необратимому крат-

ному снижению продуктивности скважин. Особенно значительное сниже-

ние

продуктивности происходило в многопластовых объектах при совме-

стном вскрытии нескольких продуктивных пластов. Поэтому на Ямбург-

ском

и Уренгойском месторождениях, где в эксплуатацию вовлекаются од-

новременно

большие продуктивные мощности, объединенные в один экс-

плуатационный объект, использование растворов на водной основе вызы-

вало гидродинамическую связь пласта со скважиной только по высокопро-

водящим каналам при неработающих низкопроницаемых прослоях.

В качестве более эффективных методов вскрытия пластов на этих ме-

сторождениях применялась перфорация в углеводородной среде. Из рас-

творов 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-1Б).

Эффективность

использования этих агентов существенно различалась. На-

иболее значительно увеличивалась продуктивность скважин при перфора-

ции

их с использованием углеводородных растворов маслорастворимых

ПАВ — в среднем на 280 тыс.

/сут

(на 13,5% по отношению к потенци-

ально возможному). Менее эффективным оказался газоконденсат (продук-

тивность скважин повышалась в среднем на 136 тыс.

/сут,

или всего на

3,2-5,5%).

Эта среда не обеспечивает очистки скважинного оборудования и при-

скважинной

зоны от твердых частиц бурового раствора и его фильтрата.

Малоэффективны

также перфорации с применением инверсно-эмуль-

сионных

растворов

(ИЭР),

которые использовались на скважинах Урен-

247

гойского ГКМ для вскрытия валанжинских отложений. Этот

результат,

по

всей видимости, был обусловлен некачественным приготовлением и рас-

слоением ИЭР уже в процессе его закачки в скважину и проведением пер-

форации

фактически в

среде

водного раствора хлористого кальция. Про-

мысловая практика прострелочных работ на Ямбургском и Уренгойском

месторождениях также показала неэффективность комбинированной схе-

мы закачки в пласт определенного объема водного раствора ПАВ и после-

дующего

проведения перфорации в

среде

углеводородного

раствора.

Таким образом, анализ промысловых, экспериментальных и теорети-

ческих исследований проблемы влияния фильтрационных характеристик

прискважинных зон пласта показывает, что

ухудшение

коллекторских

свойств пласта у забоя скважины является одним из существенных факто-

ров снижения продуктивности скважин. В то же время для газоконденсат-

ных 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 ме-

сторождений, безусловно, является снижение продуктивности их из-за на-

копления

ретроградного конденсата у забоя скважин. Этот процесс вызы-

вает

увеличение насыщенности коллектора ретроградной углеводородной

жидкостью и соответственно уменьшение фазовой проницаемости коллек-

тора для газа. Процесс накопления конденсата в призабойных зонах сква-

жин обусловливается особенностями фазового поведения природных газо-

кондедсатных систем.

Выпадение

ретроградного

конденсата

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 скважин. Изучению

механизма накопления конденсата у забоя скважины посвящены работы

З.С.

Алиева,

В.Л. 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, Me. Cain, S. Oedal, A.M. Schulte,

K. Wit, H.C.

Weeda,

J.P.W.

Zeelenberg. Исследования этих авторов позво-

ляют представить накопление ретроградного конденсата у забоя скважины

как

процесс так называемой динамической конденсации. Упрощенно

"динамическую конденсацию" можно описать следующим образом.

248

Известно,

что условия накопления ретроградного конденсата в целом

по

всему пласту и в непосредственной близости от эксплуатационных

скважин

неодинаковы из-за резкого изменения термобарических условий у

забоев скважин. Таким образом, по характеру накопления ретроградного

конденсата в пористой среде пласта в нем можно выделить две области:

область "статической" конденсации, расположенную вдали от скважины, и

область "динамической" конденсации, находящуюся непосредственно у

скважины

(рис. 3.7).

Выделение ретроградного конденсата в области "статической" конден-

сации

описывается процессом дифференциальной конденсации и зависит

только от давления и состава исходной смеси. Накопление ретроградного

конденсата в области "динамической" конденсации зависит как от фазово-

го состояния углеводородной системы, так и от массопереноса углеводоро-

дов.

Процесс

"динамического" накопления конденсата развивается

следую-

щим

образом. После прохождения фильтрующегося пластового газа через

точку пласта с давлением ниже давления начала конденсации в пористой

среде выпадает конденсат. В области высоких градиентов давления выпав-

шая

жидкость может быть неподвижной (в

случае

насыщенности ее ниже

критической)

или фильтруется со скоростью, меньшей, чем скорость

фильтрующегося газа.

Из

всех

новых порций пластового газа, проходящего через эту точку

пласта, выделяется ретроградный конденсат, который не успевает фильт-

роваться вместе с газом к скважине, и, таким образом, идет накопление

жидкости. Этот процесс происходит до тех пор, пока состав пластового

газа в пористой среде в этой зоне не

будет

соответствовать равновесному

составу накопившейся жидкой фазы. В

результате

насыщенность пористой

среды жидкостью в этой зоне пласта может значительно превышать сред-

нее значение насыщенности по пласту в целом.

Давление

Критическая

насыщенность

'Динамическая

конденсация

"Статическая

конденсация

Радиус

Рис.

3.7. Схема

"динамической"

конденсации газоконденсатной смеси

призабойной

зоне скважины

240

Для дополнительной иллюстрации природы резкого увеличения насы-

щенности

коллектора ретроградным конденсатом в условиях, характерных

для прискважинных зон пласта, можно рассмотреть процесс многокон-

тактного смешения газоконденсатнои смеси с газовой фазой той же смеси,

соответствующей несколько большему давлению (с отбором из системы

4 6

Относительный

объем

Рис.

3.8. Зависимость параметров

углеводородной

системы от

относительного

объема газа при

многократном

ее

смешении

обогащенным

газом:

а — насыщенность; б, в, г — содержание компонентов С., изо-С., С., в смеси [1) и жидкой

фазе

(2)

250