|
|
|
|
Главная Переработка нефти и газа
120 r, сут Рис. 3.47. Изменение во времени продуктивности скважины по газу. Варианты обработки скважины / - 1Г; 2 - 2Г; 3 - ЗГ; 4 - 4Г; 5 - 5Г е.тДгыс. 0,004 - 0,003 - 0,002 - 0,001 -  100 г, сут Рис. 3.48. Изменение во времени соотношения дебитов скважины по жидкости и газу. Варианты обработки скважины: / - 1Г; 2 - 2Г; 3 - 5Г Это достаточно наглядно отражается в приведенных на рис. 3.46 результатах расчета динамики насыщенности коллектора жидкостью. Для принятых в вариантах расчета условий наименее интенсивное повторное накопление жидкости отмечалось в варианте 5Г (фазовые проницаемости 5П). Это объяснялось тем, что для увеличения дебита скважины в расчетах не приходилось увеличивать депрессию на забое скважины. Ее значения изменялись от 1,5 МПа (непосредственно после обработки скважины) до 3,1 МПа (по завершении рассматриваемого периода эксплуатации в 120 сут). Поддержание относительно низких депрессий на забое скважин обусловливалось тем, что для этого вида относительных фазовых проницаемостей характерны высокие значения проницаемостей для газа при значениях остаточной насыщенности жидкости в обработанной зоне пласта. В результате обработки скважины продуктивность ее увеличивалась более чем в 2 раза. Повторное накопление конденсата в этом варианте расчетов происходило также менее интенсивно, чем в остальных вариантах. Практически постоянное распределение насыщенности коллектора жидкостью устанавливалось по истечении 45 сут эксплуатации скважины (см. рис. 3.46, в). Этот профиль насыщенности конденсатом напоминал по своему характеру исходный (до обработки) профиль насыщенности, однако значения максимальной насыщенности в призабойной зоне пласта составляли 90 % от исходных значений. Соответственно к этому моменту времени на некотором значении (примерно в 1,1 раза превышающем значение до обработки) устанавливалась продуктивность скважины (см. рис. 3.47). Характерным при этом оказалось довольно существенное отношение дебитов скважины по жидкости (фильтрующейся в виде сводной фазы) и по газу. Максимальное значение этого отношения составляло около 0,0047 т/тыс. м. Это обусловливалось низкими критическими значениями насыщенности коллектора жидкостью (S = 0), а соответственно и существованием двухфазной фильтрации во всем объеме пласта (при средней насыщенности пласта жидкостью 15%). Более значительные депрессии были характерны для вариантов расчета 1Г (фазовые проницаемости 1П) и 2Г (фазовые проницаемости 2П). Депрессии в этих вариантах составляли соответственно 2,5 - 4,5 и 1,6 - 3,5 МПа. Продуктивность пласта после обработки скважин сухим газом в вариантах расчетов 11 и 12 увеличивалась соответственно в 3 и 3,2 раза. Однако за счет повторного накопления отмечалось ее снижение. Уже после 10 сут эксплуатации продуктивность скважины, согласно расчетам, превышала исходную в 1,8 - 2 раза (см. рис. 3.47). К этому моменту основное накопление жидкости происходило в зоне на расстоянии от скважины 2 - 10 м (например, для варианта 1Г, см. рис. 3.46, а). Постепенное уменьшение продуктивности скважины за период от 10 до 30 - 35 сут для этих вариантов расчета сопровождалось ростом насыщенности коллектора жидкостью в этой зоне до значений выше критических (значений, отвечающих началу движения жидкой фазы). Вслед за этим "жидкостная" зона начала быстро расширяться к забою скважины, и уже к 35 - 40 сут после обработки скважины профиль насыщенности у забоя скважины принял близкий к исходному (до обработки) вид. Продуктивность скважины к этому времени уменьшилась до своих постоянных значений, превышающих исходные (до обработки) в среднем на 10-15%. Образование области двухфазной фильтрации газа и жидкости наглядно подтверждается динамикой изменения соотношения дебитов скважины по жидкости и газу. Как видно из рис. 3.48, для рассматриваемых вариантов 1Г и 2Г, начиная соответственно с 30 и 38 сут после обработки скважины, часть конденсата начинает поступать в скважину в виде подвижной фазы и дебит жидкости уже отличается от нуля. Несколько иной характер повторного накопления ретроградной жидкости отмечается в расчетных вариантах ЗГ (фазовые проницаемости Ш) и 4Г (фазовые проницаемости 2П). Для принятых в этих вариантах зависимостей фазовых проницаемостей характерны более низкие, чем в остальных вариантах, значения относительной фазовой проницаемости коллектора для соответствующих значений насыщенности пласта конденсатом. Поэтому для этих вариантов расчетов, для поддержания тех же значений дебитов (что и в остальных вариантах) требовались более значительные депрессии: 5,0 - 8,3 и 5,8 - 8,5 МПа. Это вызывало более интенсивное повторное выпадение конденсата в области наиболее резкого изменения давления, т.е. непосредственно у забоя скважины (для варианта ЗГ, см. рис. 3.46, б). Несмотря на наиболее значительное в этих вариантах увеличение продуктивности скважины за счет ее обработки (в 3,5 - 4 раза), повторное накопление конденсата приводило к быстрому уменьшению продуктивности скважины до исходных значений. Уже через 15 - 20 сут после обработки скважины насыщенность жидкостью в ее призабойной зоне увеличивалась до значений, близких к исходным. Характерным при этом являлось повторное накопление ретроградного конденсата у забоя скважины в условиях продолжающейся однофазной фильтрации газа. Как видно из рис. 3.48, соотношение дебитов жидкости и газа в обоих этих вариантах расчетов было равно нулю на всем протяжении периода эксплуатации скважины после ее обработки. Значительный интерес для всесторонней оценки эффективности обработки призабойных зон газоконденсатных скважин представляет определение влияния на этот процесс абсолютной проницаемости коллектора. Для пластов с хорошими коллекторскими свойствами немаловажно установление возможности поддержания на скважине значительных дебитов газа после обработки. С целью исследования этой проблемы были выполнены расчеты по вариантам 6Г и 7Г (см. табл. 3.7). Эти варианты отличались от рассмотренных ранее вариантов ЗГ и 4Г только значениями абсолютной проницаемости пласта и создаваемыми на скважине депрессиями. Коэффициенты проницаемости пласта в варианте 6Г задавались значительными (более чем в 3 раза) по сравнению с вариантом ЗГ. При этом депрессии уменьшались всего лишь в 1,5 - 2 раза. Коэффициенты проницаемости пласта в варианте 7Г принимались в 6,6 раза большими, чем в варианте 4Г. Депрессия при этом уменьшалась в 3,2 - 3,5 раза. Задание значительных депрессий на забое скважины после ее обработки (с целью получения значительных дебитов), как правило, приводит к довольно быстрому накоплению ретроградного конденсата в призабойной зоне. Интенсивное повторное накопление ретроградной жидкости объясняется значительными объемами пластового газа, проходящего в единицу времени через призабойную зону, а следовательно, и выделением из него значительных количеств конденсата. Поддержание на скважине умеренных депрессий (в то же время при достаточно значительном увеличении дебитов) может привести к более медленному повторному накоплению ретроградного конденсата. Это видно из представленных на рис. 3.49 результатов расчета изменения насыщенности для варианта 8Г. В этом варианте 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 |
||||||||||||
 |
 |
