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

специально разработанной "Программы по восстановлению продуктивности бездействующего фонда скважин Западно-Соплесского ГКМ".

Западно-Соплесское ГКМ имеет сложное геологическое строение и включает зоны с различным начальным фазовым состоянием углеводородных флюидов. Как уже указывалось выше, достаточно эффективным воздействие газом может оказаться для скважин, расположенных в "чисто" газоконденсатной зоне. Тем не менее для окончательного подтверждения выводов о возможностях данного метода воздействия опытно-промысловые работы производились и на скважинах, находящихся в газожидкостных зонах этого месторождения. Предварительно по каждой скважине (из рекомендуемых для обработки) производился анализ ее текущего состояния. На основе этого анализа выбирались скважины, наиболее пригодные для воздействия. Затем по ним выполнялись расчеты с использованием математической модели многокомпонентной фильтрации газоконденсатной смеси в пористом коллекторе. В расчетах использовались исходные данные по основным фильтрационно-емкостным характеристикам пластов в районе скважин.

Эти данные уточнялись и корректировались путем ретроспективных расчетов параметров предшествующего периода эксплуатации скважин. Непосредственно перед обработкой по большинству скважин выполнялись газоконденсатные и газодинамические исследования (Н.В. Долгушин и А.В. Федосеев).

Значительное внимание уделялось анализу результатов обработки скважин углеводородными растворителями и особенно определению эффективности очистки призабойных зон скважин от ретроградного конденсата, а также изменению продуктивности скважин из-за повторного накопления конденсата. Для этого изучалась динамика коэффициентов фильтрационных сопротивлений в ходе нагнетания газа и последующей за обработкой эксплуатации скважин, а также сопоставлялись данные, полученные в ходе воздействия на скважины, с результатами ранее выполненных прогнозных расчетов. Только после выполнения всех этих исследований оценивалась эффективность обработки для каждой из рассматриваемых скважин, давались рекомендации по совершенствованию методик их обработки, а также производились коррективы регламента воздействия на призабойную зону скважин газом.

Всего на Западно-Соплесском месторождении обработаны призабой-ные зоны девяти скважин. Положительные результаты получены по шести скважинам.

Западно-Соплесское месторождение представляет собой газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой. Разрабатывается месторождение с 1983 г. на режиме истощения и в настоящее время находится на завершающей стадии разработки. Продуктивные пласты месторождения сложены плотными песчаниками с прослоями алевролитов. Средняя глубина залегания пластов залежи составляет 4200 - 4300 м. Проницаемость коллекторов изменяется в пределах от 5 • 10" до 100 • 10" м при пористости от 6 до 17 %. Начальное пластовое давление составляло около 35 МПа, текущее в газоконденсатной части залежи - от 10 до 15 МПа. В ходе разработки залежи практически по всем эксплуатационным скважинам наблюдалось накопление ретроградного конденсата в призабойной зоне пласта (отмечалось по данным гидродинамических и газоконденсатных исследований скважин) и в стволах скважин (по данным замера распределения дав-

ления по стволам скважин). В ходе эксплуатации залежи дебиты скважин уменьшились в среднем в 10 - 50 раз. Первоначальные дебиты скважин составляли от 300 до 600 тыс. м/сут. В настоящее время из 27 скважин на залежи самостоятельно работают только шесть. При этом дебиты скважин составляют от 20 до 100 тыс. уг/сут. Отдельные скважины эксплуатируются на газлифте.

Широкомасштабные работы по интенсификации притока газа на скважинах Западно-Соплесского месторождения с помощью углеводородных растворителей ведутся с начала 90-х годов. Приведем в качестве примеров результаты обработки двух скважин.

Скважина 17 находится в сводовой части залежи, для которой характерны повышенные эффективные толщины продуктивных пластов и улучшенные фильтрационно-емкостные свойства коллекторов. Продуктивная толща залежи в районе скважины относится к II и III циклопачкам (средний и верхний пласты) старооскольского горизонта.

Скважина была введена в эксплуатации 18.01.85. После непродолжительного увеличения продуктивности скважины в первый год эксплуатации (связанного с очисткой призабойной зоны) в процессе дальнейшей ее работы отмечалось снижение продуктивности, связанное с развитием в зоне дренирования двухфазной фильтрации. Анализ результатов опробований, проведенных в ходе эксплуатации скважины, показал, что начиная с 1988 - 1989 гг. в ее стволе присутствовала углеводородная жидкость как в статических, так и в динамических условиях. Наряду с накоплением углеводородной жидкости на забое скважины, по ней отмечался также вынос конден-сатогенной воды. Изменение продуктивности скважины в ходе ее эксплуатации достаточно хорошо прослеживается в динамике коэффициентов фильтрационных сопротивлений. Начиная с июля 1985 г. проявлялась тенденция к увеличению коэффициента фильтрационного сопротивления А. Особенно значительное уменьшение продуктивности скважины произошло к 1992-1993 гг. Проведенные 11.04.92 - 17.04.92 замеры эксплуатационной характеристики скважины показали, что коэффициент продуктивности скважины по газу составил около 0,12тыс. м/(сутМПа), а по стабильной углеводородной жидкости - 0,12т/(сутМПа). Значительное уменьшение продуктивности скважины связано с процессом накопления ретроградного конденсата как в призабойной зоне скважины, так и в ее стволе. Ухудшению условий выноса жидкости из скважины в значительной мере способствовало снижение дебита газа вследствие накопления конденсата в призабойной зоне скважины, а также уменьшение пластового давления.

В 1993 г. были проведены промысловые испытания по повышению производительности скв. 17. Воздействие осуществлялось путем последовательной закачки в нее легкого конденсата и сухого газа. При обработке скважины было закачано 210 м "легкого" стабильного конденсата и 264 тыс. м сухого газа для его продавки. Эффекта от обработки скважины не получено.

До начала обработки скважина относилась к группе низкодебитных скважин. Определенные осложнения в эксплуатации скважины связаны также с тем, что в ходе проведения исследований в скважине были оставлены глубинный прибор и 200 м проволоки. Выполненные в 1995 г. исследования показали, что обработка скважины сухим газом может оказаться достаточно эффективной.

Обработка призабойной зоны скважины была проведена в период с

05.02.96 по 15.02.96. До обработки и после обработки скважины выполнялись промысловые исследования по определению основных параметров эксплуатации скважины и ее продуктивной характеристики. В ходе обработки скважины в нее было закачано 618 тыс. м газа со средним суточным расходом от 59 до 67 тыс. м/сут и устьевым давлением от 8,46 до 9,1 МПа. После обработки скважина выдерживалась около недели и была пущена в эксплуатацию 24.02.96. С 24.02.96 по 27.02.96 она работала самостоятельно с дебитом газа 43 -55 тыс. MVcyr, а затем до 01.03.96 простаивала по техническим причинам. После повторного пуска скважины в эксплуатацию ее дебит составлял в среднем от 53 до 74 тыс. м/сут. Скважина эксплуатировалась до 13.03.96 с перерывом по техническим причинам с 04.03.96 по 06.03.96. Затем на ней был поджат штуцер, и скважина перешла на режимы со средним дебитом около 50 тыс. м/сут. В последующем дебит скважины уменьшился до дебитов от 40 до 45 тыс. м/сут, но скважина работала самостоятельно до 20.03.96. Проведенные 20.03.96 на газлифтной эксплуатации исследования выявили неплохую продуктивную характеристику скважины.

Эффективность обработки скважины сухим газом оценивалась по коэффициентам фильтрационного сопротивления Л и В. В ходе наблюдения за процессом обработки скважин эти коэффициенты определялись с некоторыми допущениями, а именно, по формулам, учитывающим только фильтрацию газа. При этом не учитывалось происходящее вместе с фильтрацией газа движение жидкости. Однако, как показали исследования, при обработке скважины сухим газом основное удаление жидкости из ее призабойной зоны происходит за счет испарения промежуточных и тяжелых углеводородных компонентов из жидкой фазы в газовую и переноса их этой фазой. Таким образом, двухфазная фильтрация при обработке, если и происходит, то очень непродолжительное время и в очень малом объеме. Более существенно то ограничение, что этот коэффициент отражает усредненные характеристики призабойной зоны. Тем не менее его можно использовать для оценки изменения фильтрационных характеристик призабойной зоны скважины.

На рис. 3.58, а представлена зависимость коэффициента фильтрационного сопротивления А от объема закачанного в скважину газа. Как видно из этого рисунка, коэффициент фильтрационного сопротивления А в ходе нагнетания газа изменялся от 0,68 МПа • сут/тыс. м в момент начала обработки скважин до 0,34 МПа • сут/тыс. м на момент закачки 600 тыс. м газа. Особенно значительное изменение коэффициента фильтрационного сопротивления отмечалось в интервале нагнетания газа до 400 тыс. м. Именно в этот момент происходила наиболее значительная очистка призабойной зоны скважины от ретроградной жидкости. После пуска скважины в эксплуатацию вслед за ее обработкой отмечался рост фильтрационного сопротивления. Зависимость коэффициента фильтрационного сопротивления А от объема отбираемого из скважины газа показана на рис. 3.58, б.

Анализ представленных на рис. 3.58 данных показывает, что обработка призабойной зоны скважины позволила существенно увеличить продуктивность скважины. Например, после отбора из пласта всего нагнетаемого в ходе обработки газа коэффициент фильтрационного сопротивления был более чем в 2 раза меньше, чем до обработки, а к моменту отбора из скважины дополнительно почти 1 млн. м газа коэффициент фильтрационного сопротивления все еще в 1,4 раза был меньше, чем до обработки