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

после обработки ее газом в объеме 400 тыс. м (объем газа приведен к атмосферным условиям). Как видно из этого рисунка, такая обработка скважины газом позволяет удалить конденсат из зоны вокруг скважины радиусом 2 -3 м. Зона с максимальной насыщенностью жидкостью перемещается на расстояние 5 - 9 м от скважины. Характерно при этом снижение максимальных значений насыщенности пласта жидкостью до значений 0,16 - 0,18 (вместо 0,42 - 0,43 до обработки). В результате обработки продуктивность скважины увеличивается в 1,7 раза. Это видно из рис. 3.40, на котором показана динамика коэффициента фильтрационного сопротивления А для газа после обработки скважины. В том случае, когда расчеты выполняются с использованием линейного закона Дарси математической модели фильтрации флюидов, коэффициент фильтрационных сопротивлений А является, по сути, величиной, обратной продуктивности скважины. В результате обработки скв. 15 Западный Соплесск сухим углеводородным газом расчетный коэффициент фильтрационного сопротивления А уменьшился от 0,37 до 0,2 MПaV(тыc. MVcyr).

Процесс эксплуатации скважины после ее обработки сопровождается повторным накоплением жидкой фазы у забоя скважины. В рассматриваемом примере эксплуатация скважины с депрессией 1,2 МПа уже через месяц приводит к росту насыщенности в призабойной зоне скважины. Максимальное значение насыщенности жидкой фазы увеличивается до 0,22 - 0,23, а сама зона с повышенными значениями насыщенности не только расширяется, но и приближается к скважине. Границы зоны располагаются на расстоянии 2 - 9 м от скважины, а насыщенность жидкости на скважине составляет уже 0,03 - 0,04. С течением времени зона повышенной насыщенности расширяется в направлении скважины, и через 4 мес после обработки насыщенность пласта у забоя скважины возрастает до 0,13 - 0,14 (при неизменном значении максимальной насыщенности).

Вторичное образование у забоя скважины зоны с повышенным значением конденсатонасыщенности достаточно подробно описано в работе P.M. Тер-Саркисова, А.Н. Шандрыгина, Н.А. Гужова. Выпавший у забоя скважины конденсат обладает подвижностью только в очень малой зоне радиусом 1-2 м, там, где конденсатонасыщенность оказывается выше значений порога его подвижности. За пределами этой зоны он неподвижен. При нагнетании сухого газа в пласт насыщенность пласта жидкостью уменьшается в основном за счет испарения промежуточных и тяжелых компонентов из жидкой в газовую фазу. Таким образом, идет обогащение закачиваемого газа этими компонентами, а жидкая фаза, оставшаяся в зоне обработки, оказывается уже неравновесной газовой фазе пластовой системы. В то же время оставшаяся после обработки жидкость находится на довольно близком расстоянии от скважины.

А, МПяКгыс. м/сут)

Рис. 3.40. Прогнозируемое изменение

коэффициента фильтрационного со-

противления А во времени после об- л jr >л

работки сухим газом скв. 15 Западно-

Соплесского НГКМ Время, сутки

На этапе эксплуатации скважины при фильтрации к ней газоконденсатной смеси происходит опять выпадение промежуточных и тяжелых компонентов в жидкую фазу и повторное накопление конденсата. Особенно интенсивно этот процесс протекает на участках пласта, насыщенных оставшимся после обработки конденсатом. Этого явления можно избежать лишь в случае полной "осушки" призабойной зоны радиусом около нескольких десятков метров, что потребует при обработке скважин очень значительного объема нагнетания газа. Интенсивное повторное накопление ретроградного конденсата может происходить как в недостаточно "осушенных" областях пласта, так и непосредственно у забоя скважины - в области наиболее значительного изменения давления. Как будет показано ниже, при поддержании на скважине больших депрессий после ее обработки это может привести к образованию двух максимумов в профиле насыщенности коллектора ретроградным конденсатом.

Постепенное накопление конденсата после обработки скважины газом приводит к постепенному ухудшению продуктивных характеристик скважины и снижению ее дебита. На это указывают расчетные данные по изменению во времени коэффициента фильтрационных сопротивлений А, показанные на рис. 3.40. За счет повторного накопления конденсата в течение 3 - 4 мес происходит постепенное его увеличение до значений 0,31 МПа/(тыс. м/сут). Однако даже после длительной эксплуатации скважины коэффициент фильтрационных сопротивлений А не достигает своих начальных (до обработки) значений.

Следует отметить, что процесс удаления и повторного накопления ретроградного конденсата во многом определяется объемом нагнетаемого сухого газа и поддерживаемыми на забое скважины депрессиями в ходе последующей за обработкой эксплуатации скважины. Выполненные расчеты показывают, что при обработке скважины газом с меньшими объемами закачки соответственным образом изменяются количественные показатели процесса при неизменных качественных его характеристиках. Так, в рассматриваемом примере обработка скважины с объемом 200 тыс. м позволит увеличить ее продуктивность всего в 1,4 раза, с продолжительностью работы скважины с повышенным дебитом около 1 мес. Это вполне объясняется меньшими размерами "осушенной" от конденсата зоны пласта и недостаточно глубоким уносом в глубь пласта испарившихся из жидкости углеводородов. Увеличение перепада давления на скважине после ее обработки позволяет эксплуатировать скважину с более высокими дебитами. Однако процесс накопления жидкости в этом случае протекает более интенсивно. В результате прирост объемов газа, отобранных за счет воздействия на призабойную зону скважины, практически не изменяется по сравнению с описанным основным вариантом обработки скважины.

В качестве газообразных агентов для удаления ретроградного конденсата наряду с сухим углеводородным газом могут использоваться также неуглеводородные газы: азот, двуокись углерода и их смесь. Полнота "очистки" призабойной зоны скважины от ретроградного конденсата во многом определяется испаряющими способностями нагнетаемого газа. Естественно, что интенсивность испарения углеводородов из ретроградной жидкости в различные газы определяется не только составом зтой жидкости, но и значениями давления и температуры.

В то же время для процессов, протекающих в прискважинной зоне пласта при нагнетании в нее газовых агентов, характерна прокачка очень

больших объемов газа по сравнению с объемом порового пространства этих зон. Это несколько нивелирует различие в испаряющих свойствах различных газов. Кроме того, испаряющие свойства неуглеводородных газов в некоторых областях давлений и температур не только не уступают, но и несколько превосходят испаряющие свойства углеводородных газов. На это указывают, в частности, проведенные ранее автором совместно с М.А. Пешкиным исследования по взаимодействию различных углеводородных смесей с диоксидом (двуокисью) углерода и азотом [40, 49].

Отличие в характере взаимодействия углеводородных и неуглеводородных газов с ретроградной жидкостью проявляется в преимущественном испарении различных фракций и компонентов жидкости. Это приводит к различному количественному изменению конденсатонасыщенности призабойных зон скважин при их обработке газовыми агентами того или иного типа.

Эффективность удаления ретроградного конденсата из прискважинной зоны пласта различными газообразными агентами исследовалась автором для различных газоконденсатных смесей в широком диапазоне давлений, температур. Исследования производились путем термодинамических расчетов взаимодействия газоконденсатных смесей с агентами воздействия и математического моделирования процесса обработки призабойной зоны скважин этими агентами. Примером таких исследований может быть расчет процесса обработки газоконденсатной скважины в условиях, характерных для Западно-Соплесского НГКМ. В отличие от описанного выше примера расчета процесса обработки скв. 15 Западный Соплесск, в данном варианте расчетов задавались следующие основные исходные параметры: коэффициент проницаемости пласта 0,1 мкм, пластовое давление 12,5 МПа, депрессия 0,7 МПа. Остальные исходные данные брались из основного примера расчетов. Рассматривались варианты обработки призабойной зоны скважины двуокисью углерода, азотом и их смесью (с содержанием каждого компонента по 50 %) при различных значениях пластового давления. Для детального анализа механизма взаимодействия ретроградного конденсата с нагнетаемым агентом производилось математическое моделирование процесса смешения в бомбе PVT-соотношений одной порции газоконденсатной смеси с различными по объему порциями газа закачки. Расчеты выполнялись для давлений, изменяющихся в диапазоне 10 - 30 МПа. При этом состав газоконденсатной смеси соответствовал условиям призабойной зоны пласта на расстоянии 2,5 м от скважины, т.е. в зоне наибольшего насыщения коллектора ретроградной жидкостью. Результаты зтих расчетов приведены на рис. 3.41, 3.42 в виде распределения конденсатонасыщенности и концентраций фракций С5+ в призабойной зоне скважины при обработке ее каждым из рассматриваемых газов и на рис. 3.43 - в виде зависимости относительного объема жидкости в бомбе PVT-соотношений (или соответственно насыщенности коллектора жидкостью) от относительного объема нагнетаемого газа (объем газа, отнесенный к объему бомбы PVT-соотношений).

Как видно из рис. 3.41, нагнетание неуглеводородных газов даже при достаточно низких давлениях (10 - 12 МПа) приводит к хорошему удалению ретроградного конденсата из призабойной зоны скважины. В представленном примере обработка прискважинной зоны азотом лишь немногим уступает по эффективности аналогичному воздействию метаном. Несколько хуже в этих условиях удаляет конденсат двуокись углерода. Так, в вариан-