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

Представленные результаты расчетов, а также данные экспериментальных исследований взаимодействия углеводородных и неуглеводородных газов с газоконденсатными системами [5, 27, 40] указывают на схожесть качественных характеристик процессов удаления ретроградного конденсата из призабойных зон скважин различными газами. Поэтому в дальнейшем при описании основных особенностей обработки призабойных зон скважин газовыми агентами целесообразно использовать данные исследований этого процесса для сухого углеводородного газа. Количественные же различия показателей воздействия на призабойную зону скважин различными газами будут выражаться в необходимости использования для обработки разных объемов газа.

Как уже указывалось выше, процесс накопления ретроградного конденсата у забоя скважины и его взаимодействие с нагнетаемым газом определяются не только пластовым давлением и объемом нагнетаемого газа, но и многими другими факторами. Тем не менее изучение эффективности обработки прискважинных зон в различных условиях следует начинать, в первую очередь, с изучения этого процесса при различных пластовых давлениях.

Влияние пластового давления на процесс обработки призабойных зон скважин

Пластовое давление - один из основных факторов, определяющих эффективность обработки призабойных зон скважин сухим газом. Во-первых, от него зависит интенсивность испарения углеводородов сухим газом и удаление им ретроградного конденсата из призабойной зоны скважины. Во-вторых, значение пластового давления определяет интенсивность повторного накопления ретроградной жидкости у забоя скважины. В работе А.И. Гриценко с соавторами [40] указывается, что особое внимание в исследованиях процесса воздействия на призабойную зону скважин следует уделять соотношению пластового давления и давления максимальной конденсации.

Это объясняется своеобразным характером зависимости конденсат-ной характеристики природных углеводородных систем от давления. Понижение пластового давления в области давлений выше давления максимальной конденсации сопровождается выделением дополнительного количества углеводородов из газа в жидкость. Это проявляется в увеличении значения конденсатонасыщенности и уменьшении конденсатогазового фактора. При понижении давления в области давлений ниже давления максимальной конденсации преобладают процессы испарения углеводородов из жидкости в газ, что находит отражение в уменьшении значения конденсатонасыщенности и увеличении конденсатогазовых факторов. Естественно, что кривая дифференциальной конденсации исходной газоконденсатной смеси не характеризует те процессы, которые протекают в призабойной зоне скважин. Составы газоконденсатной смеси в этой зоне претерпевают значительные изменения по сравнению с текущим составом пластовой смеси. Поэтому и массообменные процессы между газовой и жидкой фазами у забоя скважины в значительной мере отличаются от тех, которые протекают в целом в пласте. Тем не менее следует учитывать, что при давлении выше давления максимальной конденсации из отдаленных от

скважины областей пласта (с более высоким давлением) в прискважинную зону (с более низким давлением) поступает более "обогащенная" газовая фаза. При давлениях ниже давления максимальной конденсации к скважине фильтруется более "обедненная" газоконденсатная смесь.

Влияние величины пластового давления на процесс восстановления продуктивности скважин изучалось нами путем проведения соответствующих расчетов для различных термодинамических условий и начальных составов пластовых газоконденсатных смесей. При этом использовались случаи разработки газоконденсатных пластов в области давлений как ниже, так и выше давления максимальной конденсации. В расчетах использовались различные модельные газоконденсатные смеси, представленные в табл. 3.3 и 3.4. В общем случае рассматривалась закачка метана с различными приведенными объемами или параметрами ОУ(тН) - от 50 до 300 тыс. м/м. Под приведенным объемом понималось отношение объема нагнетаемого газа (приведенного к атмосферным условиям) к произведению толщины пласта на его пористость. Такой широкий диапазон изменения объемов закачки газа задавался с целью установления необходимого для обработки скважины количества газа, а также для точного определения значений текущего пластового давления, при которых обработка скважин оказывается неэффективной.

Результаты расчетов для вариантов, различающихся коллекторскими свойствами пластов и начальными составами смесей, имели во многом похожий качественный характер (при существенных количественных расхождениях). Поэтому для описания механизма удаления ретроградного конденсата из прискважинной зоны и повторного в ней накопления конденсата используем результаты расчетов для условий, близких к условиям эксплуатации скважин Астраханского ГКМ. В рассматриваемой серии расчетов задавались коллекторские свойства пластов, соответствующие скв. 56 Астраханского ГКМ, и модельная смесь этого месторождения (смесь № 2, см. табл. 3.3 и 3.4). Расчеты проводились на модели однородного пласта. Коэффициенты проницаемости и пористости пласта принимались равными соответственно 0,013 мкм и 10%, эффективная толщина пласта - 39 м. Выбор СКВ. 56 Астраханского ГКМ в качестве примера воздействия на призабойную зону пластов был обусловлен тем, что текущее пластовое давление на Астраханском ГКМ еще значительно превышает давление максимальной конденсации. Поэтому на этом примере можно не только оценить, но и проверить путем промысловых исследований перспективу восстановления продуктивности скважин при различных пластовых давлениях (как ниже, так и выше давления максимальной конденсации).

Расчеты эксплуатации скв. 56 Астраханского ГКМ в данной серии проводились в интервале понижения давления в районе скважины от 45 до 25 МПа, причем давление максимальной конденсации газоконденсатной смеси составляло около 26 - 27 МПа. Серия расчетов обработок скважины при пластовых давлениях ниже давления максимальной конденсации осуществлялась для уровня давления 25 МПа, а при пластовых давлениях выше давления максимальной конденсации - при 35 МПа. Профили насыщенности конденсатом призабойной зоны скважины до ее обработки для этих уровней давления представлены и подробно описаны в разделе 3.3.

Обработка призабойных зон скважин сухим газом

при давлениях ниже давления максимальной конденсации

Результаты расчетов подтвердили, что воздействие сухим газом на скважины при пластовых давлениях ниже давления максимальной конденсации оказывается довольно эффективным процессом. Нагнетание газа позволяет удалить из призабойной зоны скважины ретроградный конденсат и сохранить относительно низкие значения конденсатонасыщенности даже после повторного его накопления. В качестве примера на рис. 3.44 представлено распределение насыщенности жидкой фазой коллектора у забоя скважины на различные моменты эксплуатации скважины после обработки ее газом в объеме 500 тыс. м. В результате нагнетания газа осушка пласта происходит в зоне радиусом до 4,5 м от скважины, а в зоне от 4,5 до 25 - 30 м насыщенность возрастает до значений, средних по пласту.

После пуска скважины в эксплуатацию отмечается повторное постепенное накопление жидкой фазы в призабойной зоне скважины. Из-за низких коллекторских свойств пласта в районе скважины в расчетах задавались высокие значения депрессии на ее забое. Это приводило к характерному изменению насыщенности коллектора у забоя скважины. Как видно из рис. 3.44, уже через 10 сут работы скважины с дебитом около 100 тыс. м в зоне пласта, расположенной от скважины на расстоянии 4 - 6 м, отмечается возрастание насыщенности конденсатом до значений 16 %.

Рис. 3.44. Изменение насьиценности коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины после обработки сухим газом (при пластовом давлении ниже давления максимальной конденсации пластовой смеси):

) - после обработки; 2 - через 10 сут; 3 - через 20 сут; 4 - через 180 сут