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

1 2

.........-Тггптгт.........ггтггг

40 35

Рис. 3.38. Насыщенность жидкостью прискважинной зоны нефтегазоконденсатного пласта для различных соотношений в пластовой системе газоконденсатной смеси и нефти.

Соотношения: а - 25-15%; б - 50-50 %. Давления, МПа: / - 34; 2 - 28; 3 - 20

Повышение продуктивности газоконденсатных скважин путем обработки их призабойных зон газом

Накопление ретроградного конденсата у забоя газоконденсатных скважин является одним из основных факторов снижения их продуктивности. Поэтому вполне естественно для повышения продуктивности скважин использовать методы удаления ретроградного конденсата из их призабойных зон.

к таким методам, в первую очередь, следует отнести обработку прискважинных зон пласта углеводородными растворителями. Для удаления ретроградного конденсата пригодны различные газообразные и жидкие углеводородные растворители. Наиболее эффективный газообразный растворитель - сухой углеводородный газ (содержащий свыше 90-95% метана). В качестве неуглеводородных газообразных агентов могут использоваться азот, двуокись углерода и дымовые газы (состоящие в основном из смеси азота и двуокиси углерода).

ЗАЛ

Основные принципы обработки призабойных зон газоконденсатных скважин сухим газом

к настоящему времени уже не только разработаны основные принципы обработки призабойных зон газоконденсатных скважин сухим газом, но и создана соответствующая технология повышения продуктивности скважин, основанная на таком воздействии. Проблема восстановления продуктивности газоконденсатных скважин изучалась А.И. Гриценко, Н.А. Гужовым, Б.В. Макеевым, В.А. Николаевым, М.А. Пешкиным, В.Г. Подюком, В.В. Ремизовым, P.M. Тер-Саркисовым, А.Н. Шандрыгиным, I.M. Cucuiat. Результаты этих исследований позволяют получить довольно полное представление о механизме процессов, протекающих при обработке призабойных зон газоконденсатных скважин, и устанавливают характер влияния различных факторов на эффективность этого процесса.

Физические основы метода воздействия. Особенности использования различных газов ДЛЯ обработки

По данным теоретических и экспериментальных исследований, основными факторами, уменьшающими насыщенность пласта жидкостью при нагнетании в скважину сухого газа, являются испарение промежуточных и тяжелых компонентов из жидкости в нагнетаемый газ и вынос в нем этих компонентов за пределы призабойной зоны. При этом в небольшой зоне вокруг скважины может происходить также вытеснение ретроградного конденсата газом. В результате обработки конденсат удаляется в радиусе нескольких метров от скважины - из зоны повышенного газогидродинамического сопротивления потоку, вследствие чего восстанавливается продуктивность газоконденсатной скважины. На границах призабойной зоны образуется зона неподвижного конденсата с повышенной насыщенностью им пористой среды. Насыщенность в этой зоне может превышать среднюю по пласту, но, как правило, не превосходит значения порога подвижности конденсата.

Воздействие на ретроградный конденсат сухим и обогащенным газом изучалось в многочисленных экспериментах на физических моделях пласта и достаточно подробно обсуждалось в работах А.И. Гриценко, P.M. Тер-Саркисова, О.Ф. Андреева, С.Н. Бузинова с соавторами.

Эксперименты проводились в основном по исследованию основных особенностей массообменных процессов между фазами и эффективности испарения отдельных компонентов жидкости в газовую фазу. Поэтому результаты этих экспериментов интересны с точки зрения проблемы обработки призабойных зон газоконденсатных скважин и подтверждают возможность удаления ретроградного конденсата из призабойной зоны пласта сухим газом за счет его испарения и переноса в газовой фазе в глубь пласта. Тем не менее они не могут дать полного представления о взаимодействии газоконденсатной смеси и нагнетаемого сухого газа в условиях призабойной зоны. Это объясняется значительным изменением по объему призабойной зоны таких параметров, как компонентный состав газоконденсатной смеси и ретроградной жидкости, объемы прокачанного сухого газа, а также термобарических условий.

Физические явления, возникающие в ходе обработки скважин, можно подробно изучать на основе математического моделирования этого процесса. В качестве примера, иллюстрирующего механизм воздействия на ретроградный конденсат, могут быть использованы результаты проведенных автором с коллегами прогнозных расчетов обработки сухим углеводородным газом СКВ. 15 Западный Соплесск. Расчеты проводились на основе математической модели многокомпонентной фильтрации углеводородов в однородном пористом коллекторе. Большинство расчетных данных, приведенных в этом разделе, выполнены с использованием этой модели. Основные характеристики скв. 15 и параметры ее эксплуатации до обработки достаточно подробно изложены в разделе 3.3 работы.

Результаты расчета процесса показали, что нагнетание сухого газа в призабойную зону скважин перераспределяет в ней жидкую фазу и на определенное время увеличивает производительность скважины. На рис. 3.39 показано распределение насыщенности коллектора жидкой углеводородной фазой у забоя скважины на различные моменты эксплуатации скважины

Рис. 3.39. Изменение насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скв. 15 Западно-Соплесского НГКМ после обработки сухнм газом (/), через 1 мес (2) н через 4 мес (3)