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

проницаемостей 5:1). Значения толщин высокопроницаемого и низкопроницаемых пропластков задавались равными 1 и 25 м. Коэффициенты пористости по пропласткам составляли 7 и 8 %. Во втором случае значения коэффициентов проницаемости пропластков 0,140 и 0,009 мкм (т.е. соотношение проницаемостей около 15: 1). Эффективные толщины пропластков задавались равными 10 и 25 м, при равных коэффициентах пористости в пропластках - 10 %.

Расчеты показали, что слоистая неоднородность коллекторов вызывает неравномерность охвата воздействием призабойной зоны скважины при обработке ее сухим газом. Как указывалось выше, накопление ретроградного конденсата в отдельных пропластках слоисто-неоднородных пластов происходит крайне неравномерно. Более значительное накош1ение

0,1 -

/ ч-............................

Рис. 3.56. То же (при значительном соотношении пропластков):

а, б - проницаемость пропластков соответственно 0,150 и 0,010 мкм; 1 2 - после обработки; 3 - через 1 мес; 4 - через 4 мес

j?, м

до обработки;

ретроградного конденсата отмечается в высокопроницаемых пропластках. Тем не менее увеличение размеров жидкостной "пробки" у забоя скважины в отдельных слоях не вызывает пропорционального изменения по ним фильтрационных сопротивлений. В результате при обработке скважины сухим газом более значительное оттеснение жидкости все-таки происходит в наиболее проницаемых прослоях. Как видно из рис. 3.55, в первом из рассматриваемых примеров зона обработки коллектора сухим газом в высокопроницаемом пропластке в 2,5 - 3 раза превышает по размерам зоны обработки в низкопроницаемом пропластке. Соотношение размеров обработанной зоны по пропласткам во втором случае достигает уже около 10 (рис. 3.56). Как результат, в этом случае зона с переменной насыщенностью в низкопроницаемом пропластке располагается непосредственно у забоя скважины.

Более полная осушка коллектора в высокопроницаемом пропластке приводит к менее интенсивному накоплению в нем ретроградного конденсата в период эксплуатации скважины, последующий за ее обработкой. Это происходит даже несмотря на существование в этом пропластке более высоких скоростей течения газа, а соответственно и выделения большего количества конденсата на единицу толщины (вследствие фильтрации больших объемов газоконденсатной смеси). Повторное образование и развитие зоны с повышенной конденсатонасыщенностью в низкопроницаемом пропластке зависит от соотношения проницаемостей пропластков. При незначительном отношении проницаемостей обработанная вокруг скважины об-

t.cyr

Рис. 3.57. Изменение во времени коэффициента фильтрационного сопротивления А после обработки скважины.

Соотношение проницаемостей пропластков: а - небольшое, б - значительное; 7 - до обработки; 2 - после обработки

ласть пласта в низкопроницаемом слое оказывается вполне достаточной для создания условий медленного повторного накопления конденсата. В этом случае продуктивность газа после обработки скважины стабилизируется в течение длительного времени. Так, в первом из рассматриваемых примеров (соотношение проницаемостей 5:1) коэффициенты фильтрационного сопротивления А уменьшаются за счет обработки скважины в 2,4 - 2,5 раза. Последующая эксплуатация скважины с умеренными депрессиями (0,07 МПа) не приводит к существенному накоплению ретроградного конденсата в течение более 4 мес. Как результат, не отмечается существенного уменьшения продуктивности скважины в течение этого периода времени, и коэффициент фильтрационного сопротивления по скважине к концу этого периода оказывается в 1,6 раза меньше, чем до обработки (рис. 3.57, а).

При большом значении отношения проницаемостей пропластков последующая за обработкой эксплуатация скважины приводит к очень быстрому увеличению насыщенности на забое скважины в низкопроницаемом пропластке (при медленном изменении насыщенности у забоя скважины в высокопроницаемом пропластке). Это вполне объяснимо плохой "осушкой" коллектора в низко проницаемом слое. Интенсивное повторное накопление ретроградного конденсата в низкопронидаемой части коллектора приводит к увеличению фильтрационного сопро nl вления по скважине. Во втором из рассматриваемых примеров (с соотношением проницаемости пропластков 15: 1) продуктивность скважины достаточно значительно уменьшается уже к концу первого месяца эксплуатации (при поддержании на забое скважины депрессии 1,5 МПа). В течение этого времени коэффициент фильтрационного сопротивления изменяется от 3 до 4,7 МПа • сут/тыс. м (рис. 3.57, б). Тем не менее после этого еще в течение 2 мес продуктивность скважины в 1,2-1,3 раза превосходила исходную до обработки.

3.4.3

Промысловый ОПЫТ обработки газоконденсатных скважин газом

Обработка призабойной зоны скважин газовыми агентами уже достаточно хорошо апробирована как метод повышения продуктивности газоконденсатных скважин на ряде месторождений. Наиболее широко промысловые эксперименты по обработке призабойных зон скважин сухим углеводородным газом проводились на Западно-Соплесском ГКМ (Республика Коми). Повышение продуктивности газоконденсатных скважин неуглеводородными газами (двуокисью углерода) осуществлялось на Тимофеевском ГКМ (Украина).

Результаты обработки призабойных зон скважин углеводородным газом

Работы по интенсификации притока газа и конденсата по скважинам Западно-Соплесского ГКМ выполнялись группой специалистов предприятия "Севергазпром" ОАО "Газпром", СеверНИПИгаза и ВНИИГАЗа в рамках