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

бойная зона скважин "осушается", но затем после начала эксплуатации скважины происходит очень быстрое повторное накопление жидкости у забоя скважины. Это наглядно показывают результаты расчетов одного из вариантов обработки призабойной зоны скв. 83 Западный Соплесск в предположении притока к ней пластовой смеси с содержанием равновесной нефти в объеме 50 %. Основные исходные данные по скважине принимались такими же, что и в расчетах процесса накопления ретроградной жидкости у забоя этой скважины, представленных в разд. 3.2. Объем сухого газа для обработки принимали равным 400 тыс. м. В результате такой обработки призабойная зона скважин "осушается" на расстояние до 2 м от скважины. Образуется также зона с переменной насыщенностью от нуля до значений средней в пласте насыщенности (равной 0,4). Эта зона располагается на расстоянии от 2 до 30 м (рис. 3.51). При пуске скважины в эксплуатацию с депрессией 2 МПа уже за одну неделю зона с переменной насыщенностью устанавливается на расстоянии 2 - 8 м от скважины, а примерно через 21 сут после обработки на забое скважины насыщенность возрастает до средних по пласту значений.

Указанные особенности процесса обработки призабойной зоны СКВ. 83 объясняются своеобразным характером протекающих в ходе обра-

40 -

30 -

2в -

10

Рис. 3.52. Распределение углеводородных компонентов в жидкой фазе у забоя скв. 83 Западно-Соплесского НГКМ после обработки сухим газом:

/ - с,; 2 - С; 3 - C3; 4 - C4; Ф,, Ф2, Ф3 - моделирующие компоненты C5+

ботки скважин массообменных и фильтрационных процессов. Поскольку жидкая фаза в пластах оказывается подвижной, при нагнетании в скважину газа удаление жидкости из призабойной зоны происходит одновременно за счет испарения промежуточных и тяжелых компонентов из жидкости в газовую фазу и за счет оттеснения жидкости газом. Существенная роль процессов испарения компонентов в проходящий сухой газ достаточно наглядно подтверждается представленным на рис. 3.52 распределением по пласту компонентов в жидкой фазе. Как видно из этого рисунка, эти компоненты крайне неравномерно распределены по длине зоны с переменной насыщенностью. Наиболее тяжелая и трудно испаряемая фракция Фз преобладает в начале зоны (ближе к скважине). На этом участке более легкие и лучше испаряющиеся фракции Ф, и Ф2 содержатся в меньшем количестве. Затем уже (в середине зоны) преобладают фракции Ф2, а наиболее легкие и испаряемые из состава С5+ фракции Ф, преобладают в жидкой фазе в конце переходной зоны.

В ходе отбора флюидов из пласта накопление жидкости в осушенной призабойной зоне также объясняется как фильтрацией жидкости, так и переносом промежуточных и тяжелых компонентов в газовой фазе из более удаленных областей пласта и их конденсацией в призабойной зоне. Довольно быстрое вторичное (после обработки) накопление жидкости в призабойной зоне скважины обусловливает резкое уменьшение продуктивности скважины. Создание более значительных депрессий на пласт после обработки скважин газом приведет к более высоким дебитам газа и жидкости.

3.4.2

Влияние неоднородности пластов

на процесс обработки призабойных зон

скважин газом

Как и любой технологический процесс, связанный с фильтрацией флюидов в пластах, обработка призабойной зоны газоконденсатных скважин в значительной мере зависит от неоднородности продуктивных коллекторов. Известно, что пористые и трещиноватые коллекторы залежей природных углеводородов отличаются значительным разнообразием в характере неоднородности их фильтрационно-емкостных свойств. Обычно из всего многообразия форм неоднородности фильтрационных параметров коллекторов выделяют их слоистость и зональную неоднородность различного масштаба. Именно эти виды неоднородности коллекторов, как было показано ранее, во многом определяют и накопление ретроградного конденсата у забоя скважин. Для определения эффективности обработки призабойной зоны газоконденсатной скважины сухим газом в неоднородных коллекторах выполнялись соответствующие исследования путем математического моделирования этого процесса. Использовалась двумерная профильная модель многокомпонентной фильтрации углеводородов, описанная в разд. 3.2. Рассматривались три вида неоднородности коллектора у забоя скважин:

пласт со случайным полем проницаемости (разнопроницаемые элемен-

ты не образуют отдельных более крупномасштабных зон разной проницаемости);

зонально-неоднородный пласт (разнопроницаемые элементы на отдельных участках объединяются в более крупномасштабные зоны разной проницаемости);

слоистый пласт с разнопроницаемыми прослоями.

Каждый из рассмотренных видов неоднородности более подробно описан в разделе 3.3, посвященном особенностям накопления ретроградного конденсата в прискважинной зоне пласта. Там же указано распределение проницаемости коллектора у забоя скважин, а также принятые в расчетах относительные фазовые проницаемости (предполагались одними и теми же в пределах всего пласта). В каждом из вариантов расчета использовалась модельная газоконденсатная смесь № 1 (см. табл. 3.3 - 3.4). В качестве агента воздействия предполагалось использовать метан. Остальные исходные данные задавались следующими; пористость пласта 0,15 (коллектор предполагался однородным по пористости), пластовое давление 10 МПа, депрессия 0,07 МПа, параметр 0/(Нт) - 200 тыс. м/м.

Проведенные расчеты показали, что зональная неоднородность пласта со случайным полем распределения проницаемости оказывает незначительное влияние на эффективность обработки призабойной зоны скважины сухим газом. В значительно большей мере на процесс восстановления продуктивности скважин влияет слоистая неоднородность коллектора.

Пласт со случайным полем проницаемости

Обработка призабойной зоны скважины в пласте со случайным полем проницаемости во многом напоминала аналогичный процесс в однородном по проницаемости коллекторе. После нагнетания в скважину газа у ее забоя образовывалось несколько зон с различной насыщенностью их ретроградным конденсатом: полностью "осушенная" зона с насыщенностью ретроградной жидкостью, близкой к нулю, переходная зона с насыщенностью, возрастающей до средних ее значений по пласту, а также необработанная зона с насыщенностью, равной средней в пласте. В отличие от случая для однородного пласта (см. рис. 3.39), при обработке неоднородного пласта большей оказывается насыщенность в обработанной зоне пласта (рис. 3.53, а). Кроме того, зона с изменяющейся насыщенностью оказывается несколько больше по размерам и ближе располагается к скважине. Так, в рассматриваемом примере максимальная насыщенность в зоне с переменной насыщенностью (на расстоянии от 1 до 45 м от скважины) достигала значений 0,18 - 0,20. Это вполне объяснимо, поскольку при прокачке газа через поровый объем прискважинной зоны неоднородного пласта испарение из жидкости промежуточных и тяжелых углеводородов происходит крайне неравномерно в элементах различной проницаемости. Это приводит к увеличению размеров зоны смеси пластовой системы и нагнетаемого газа, которая и определяет размеры области пласта вокруг скважины с переменной насыщенностью. Ретроградный конденсат, оставшийся в прискважинной зоне пласта, вполне равномерно распределен по толщине пласта.

Последующее в ходе эксплуатации повторное накопление ретроградного конденсата протекает в неоднородных пластах несколько интенсивней, чем в случае однородного пласта. На рис. 3.53, 6 представлено распре-