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

Через 20 сут эксплуатации скважины насыщенность возрастает до 18 %, а сама зона повышенной насыщенности увеличивается и располагается на расстоянии от 3 до 7 м от скважины. Одновременно непосредственно у скважины, на расстоянии около 1 м, насыщенность возрастает до 19 % (за счет резкого изменения давления в этой зоне). В дальнейшем накопление конденсата продолжается и к концу 6-го месяца отбора продукции насыщенность у забоя скважины возрастает до 21 - 23%. Тем не менее максимальные значения конденсатонасыщенности остаются значительно ниже своих начальных (до обработки скважин) значений, составляющих около 50-60%.

Обработка призабойных зон скважин сухим газом

при давлениях выше давления максимальной конденсации

Процессы фильтрации и фазового поведения углеводородов в ходе обработки скважин при давлении выше давления максимальной конденсации в значительной мере отличаются от уже рассмотренных процессов. Обработка призабойной зоны сухим газом в этом случае позволяет очистить ее от ретроградной жидкости даже лучше, чем при более низких давлениях. Однако эффективность воздействия на призабойную зону скважин в этой области давления снижается вследствие интенсивного повторного накопления ретроградного конденсата.

На рис. 3.45 представлены результаты обработки скв. 56 Астраханского ГКМ в объеме 500 тыс. м при среднем пластовом давлении 35 МПа. Как видно из рисунка, в этом случае осушается зона у скважины радиусом 5 - 6 м. Зона с изменяющейся насыщенностью занимает всего около 4 м (на расстоянии от скважины от 6 до 10 м). Такой характер оттеснения ретроградного конденсата сухим газом объясняется тем, что при давлении на забое скважины 35 - 37 МПа фильтрация сухого газа и пластовой смеси происходит в условиях, близких к одноконтактному смешивающемуся вытеснению. В фазе отбора газоконденсатной смеси из скважины (при депрессии 6 МПа) на расстоянии до 1,5 - 2 м от скважины практически сразу происходит повторное накопление ретроградного конденсата. Это накопление вызывается поступлением обогащенной газоконденсатной смеси из области более высоких давлений в область пониженных. В той области, где изменение давления особенно резкое, происходит выпадение значительного объема конденсата и его интенсивное накопление. Одновременно с этим значительное накопление ретроградного конденсата происходит в зоне, содержащей неравновесную жидкость (там, где после обработки насыщенность конденсата изменялась от нуля до средней пластовой). В результате уже через 10 сут после начала отбора флюида из скважины насыщенность конденсата у забоя скважины составляет 16 - 17%, а максимальная насыщенность в зоне на расстоянии 6 - 8 м возрастает до 30 % (см. рис. 3.45). Накопившаяся у забоя жидкость начинает блокировать скважину, вызывая резкое уменьшение дебита скважины по газу. В этот период времени происходит уменьшение дебита скважины от 120-140 до 60 - 80 тыс. MVcyr. С течением времени насыщенность у забоя скважины продолжает возрастать, и уже через 1 мес работы скважины она составляет около 50 %. Это приводит к уменьшению дебита скважины по газу до 15 - 17 тыс. м/сут. Характерно при этом существование практически "сухой"

Рис. 3.45. Изменение насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины после обработки сухим газом (при пластовом давлении выше давления максимальной конденсации смеси):

/ - после обработки; 2 - через 10 сут; 3 - через 30 сут; 4 - через 180 сут

ЗОНЫ у скважины радиусом 3 - 4 м между двумя зонами с повышенной насыщенностью конденсата. Поддержание незначительных по величине депрессий на скважине после ее обработки в этом случае малоэффективно. Накопление конденсата происходит медленней, однако и дебиты скважины оказываются небольшими вследствие малых перепадов давления. При задании более высоких депрессий накопление конденсата также увеличивается.

Интенсивное повторное накопление ретроградного конденсата наблюдалось также и в других расчетных вариантах, отличающихся от представленного варианта начальным составом газоконденсатной смеси, уровнем пластового давления (превышающим тем не менее давления максимальной конденсации), а также коллекторскими свойствами пластов. Анализ результатов выполненных расчетов позволяет сделать вывод о том, что определенное уменьшение интенсивности повторного накопления конденсата наблюдается с приближением пластового давления к давлению максимальной конденсации. При этом в отдельных случаях не наблюдается такого катастрофического снижения продуктивности, как в приведенном примере по СКВ. 56.

Таким образом, повторное накопление конденсата может явиться одним из ограничивающих факторов применения метода восстановления продуктивности скважин путем обработки их призабойных зон сухим газом. С этой точки зрения обработку призабойных зон скважин следует

рекомендовать для газоконденсатных пластов при давлениях ниже давления максимальной конденсации газоконденсатной смеси или близких к нему. После обработки скважин в этих условиях отмечается медленное повторное накопление ретроградного конденсата в призабойной зоне скважин. Обработки призабойных зон скважин могут оказаться малоэффективными для газоконденсатных пластов, эксплуатирующихся при давлениях, значительно превосходящих давления максимальной конденсации вследствие быстрого повторного накопления конденсата.

Зависимость процесса обработки призабойных зон скважин от коллекторских свойств пласта

В разделе 3.3 работы была показана существенная зависимость накопления конденсата в призабойной зоне скважин от коллекторских свойств пластов, и в первую очередь от абсолютной и относительной фазовых проницаемостей коллектора. Естественно предположить, что эти же параметры будут оказывать значительное влияние на процесс обработки призабойной зоны скважин сухим газом. Автором работы были проведены исследования особенностей обработки скважин для некоторых гипотетических газоконденсатных пластов, абсолютная проницаемость которых изменялась в широком диапазоне значений: в пределах от 0,01 до 1 мкм. Относительные фазовые проницаемости коллекторов задавались в пяти различных вариантах, тех же, что в расчетах влияния коллекторских свойств пласта на процессы накопления. Расчеты проводились для различных депрессий на пласт (различных дебитов скважины и темпов отбора). В качестве параметра, характеризующего влияние темпов отбора газа, в расчетах использовалось относительное давление, представляющее собой отношение забойного давления к среднепластовому давлению. В расчетах задавалось изменение относительного давления от 0,65 - 0,75 до 0,95 - 0,98. В первом случае моделировался приток к скважинам в низкопроницаемых коллекторах (с проницаемостью около 0,01-0,015 мкм), а во втором - в высокопроницаемых пластах (с проницаемостью 0,1 мкм и более). Депрессии на пласт составляли соответственно в первом случае 7-10 МПа, а во втором - не более 1 МПа. Все расчеты проводились для пласта толщиной 10 м. Этот параметр задавался в значительной мере условно, так как анализ результатов расчетов производился в относительных величинах (относительный дебит газа, коэффициент продуктивности и т.д.). Пористость пласта составляла по различным вариантам 10 и 15 %.

Основные параметры рассматриваемых вариантов обработки скважины приведены в табл. 3.7. В их числе: коэффициенты проницаемости пласта и вид фазовой проницаемости (описаны в разделе 3.3), среднее пластовое давление и депрессия на пласт, а также параметр 0/(тН), представляющий собой отношение объема нагнетаемого при обработке сухого газа (приведенного к атмосферным условиям) к произведению толщины пласта на коэффициент пористости. В вариантах изменялся также тип модельной газоконденсатной системы (приведен в соответствии с обозначениями раздела 3.3).

Результаты расчетов показывают, что процесс обработки призабойных зон газоконденсатных скважин в определенной мере зависит от вида фазовых проницаемостей коллектора. Это подтверждают данные расчетов