Особенности притока газа к забою газовой скважины

Газовая скважина является одним из важнейших элементов системы разработки и добычи природных углеводородов на месторождениях. По своему назначению скважины подразделяются на разведочные, эксплуатационные (добывающие), нагнетательные, наблюдательные и пьезометрические, окружающей её водонапорной системы. Первый вид скважин предназначен для изучения особенностей геологического строения и размеров залежи, определения продуктивности и параметров пластов. Добывающие и нагнетательные скважины применяют для управления процессами, протекающими в пласте при разработке и добыче нефти, газа и конденсата из месторождений природных углеводородов. Полученные сведения в процессе эксплуатации этих скважин позволяют получить информацию о параметрах пласта, запасах природных углеводородов, активности водонапорного бассейна.

Наблюдательные (пробуренные в области газо- и нефтеносности) и пьезометрические (пробуренные за внешнем контуром залежи скважины, в области водоносности) предназначены для контроля за процессами, протекающими в залежи. Одной из основных особенностей эксплуатации газовых скважин является нарушение линейного закона фильтрации, вследствие высоких скоростей движения газа в призабойной зоне пласта. Это явление, в случае нарушения закона Дарси для идеального газа на некоторый момент времени t описывается уравнением следующего вида

, (1.2)

где Р_к(t) – пластовое давление в районе данной скважины на тот же момент времени t; Р_с(t) – забойное давление в скважине на момент времени t; А и В - коэффициенты фильтрационных сопротивлений; q(t) – дебит газовой скважины в момент времени t, приведенный к атмосферному давлению и стандартной температуре. Пластовым давлением в районе скважины называется такое давление, которое установилось на забое скважины в результате её длительного простаивания (времени необходимого для выравнивания депрессионной воронки). Схема притока флюидов к скважине приведена на рисунке 1.7.

Рисунок 1.7. Виды несовершенства скважин:

а – скважина, несовершенная по степени вскрытия; б – скважина несовершенная по характеру вскрытия; в – скважина, с двойным несовершенством по характеру и степени вскрытия.

Второй особенностью притока газа в газовой скважине является искривление линий тока, обусловленное несовершенством скважины по характеру вскрытия и степени вскрытия. На рисунке 1.8. приведена схема фильтрации флюидов к скважине. Рисунок 1.8.

Схема фильтрации флюидов к скважине с двойным видом несовершенства:

Р_п – давление на контуре питания; Р_с – давление на забое скважины; h – толщина пласта; в – вскрытая толщина пласта; r_c – радиус скважины; R_к – радиус контура питания; R – текущий радиус.

Другой особенностью притока флюидов к скважине является двухфазная фильтрация газоконденсатной смеси. Выпадение конденсата в призабойной и прилегающих зонах изменяет значения фильтрационных сопротивлений А и В в уравнении (1.2). Аналогичная картина наблюдается и при обводнении продукции скважины контурной или подошвенной водой.

Если же продуктивные пласты сложены рыхлыми, неустойчивыми коллекторами, то возникает необходимость ограничения дебита скважины с целью предотвращения разрушения призабойной зоны пласта, и как следствие – вынос частиц породы и образование песчаных пробок, эрозионного разрушения оборудования скважин и т.п. В процессе разработки месторождений природных газов происходит падение пластового и забойного давлений, что вызывает деформацию пласта-коллектора. Это приводит к снижению коэффициентов пористости и проницаемости, вызывая при этом образование ''воронок проницаемости и пористости''. Деформационные изменения бывают упругими, упругопластическими и пластическими. В первом случае при восстановлении давления скелет пласта может достигать первоначальной структуры. Во втором случае – восстановление давления не приводит к полному восстановлению значений коэффициентов пористости и проницаемости. При пластических деформациях восстановление пластового давления они остаются на прежнем уровне.

2.Фазовые состояния углеводородных систем: условия равновесия, двухфазная система.

Условия равновесия двухфазной системы

Все природные газы являются многокомпонентными системами. Если установилось равновесие двухфазной системы, то при данной температуре парциальные давления любого компонента в паровой и жидкой фазах должны быть равны между собой.

Парциальное давление в паровой фазе:

а жидкой фазе:

При установлении равновесии системы:

где у – молярная концентрация компонента в паровой фазе; Р – общее давление; х – молярная концентрация данного компонента в жидкой фазе; Q – упругость паров данного компонента при температуре смеси.

Количественное решение двухфазной системы:

Заключается в количественном распределении на паровую и жидкую фазы всех компонентов этой смеси при заданных давлении и температуре. Уравнение общего баланса распределения компонентов имеет следующий вид:

(Ж)

где 100 – число молей первоначальной смеси; L – число молей образовавшейся жидкой фазы; V – число молей паровой фазы.

Материальный баланс по каждому компоненту:

A=x·L+y·V

где А – число молей в первоначальной смеси; х – молярная концентрация этого компонента в жидкой фазе; у – молярная концентрация его в паровой фазе.

Для получения уравнения параметров жидкой фазы в уравнении (Ж) следует заменить параметры паровой фазы параметрами жидкой:

и

Затем получаем:

Решая его относительно Х, получаем:

(Э)

Уравнение (Э) называется уравнением концентраций так как учитывает концентрацию любого компонента в жидкой фазе при заданных значениях давления и температуры. Аналогично получается уравнение концентраций для паровой фазы

и

Для n компонентов первоначальной смеси будет n уравнений + одно уравнение

х₁ + х₂ +…+x_n = 1

y₁ + у₂ +…у_n = 1

Исходя из изложенного для n +1 неизвестных будет столько же уравнений. Окончательное уравнение для определения параметров жидкой фазы имеет вид: