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

600 о, тыс.

1200 йтыс.м

Рис. 3.58. Зависимость коэффициента фильтрационного сопротивления А от объема газа для скв. 17 Западно-Соплесского НГКМ:

а - от объема сухого газа, закачанного при обработке скважины; б - от объема отобранного из скважины газа после ее обработки

скважины. Следует обратить внимание на то, что простой в эксплуатации скважины после обработки (в момент отбора из скважины около 300 тыс. м) привел к резкому возрастанию коэффициента фильтрационного сопротивления.

Таким образом, анализ результатов воздействия на скв. 17 показывает, что обработка ее сухим газом является достаточно эффективным процессом и скважина может устойчиво эксплуатироваться после обработки на газлифте.

Скважина 95 Западно-Соплесского ГКМ расположена на севере при-сводовой части залежи. Скважина закончена бурением в 1985 г. Глубина забоя скважины 4274 м. Первоначально скважина была вскрыта в интервале 4250 -4046 м. В процессе текущих ремонтных работ проведена повторная перфорация эксплуатационной колонны в интервалах: 4190 - 4160, 4150 - 4126, 4117 - 4070 и 4010 -4000 м. Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спущена на глубину 4136м и зацементирована от глубины 4048 м до устья. Низ эксплуатационной колонны от глубины 4048 до 4136 м оборудован фильтром. Лифтовые трубы диаметром 88,9 мм с воронкой на башмаке спущены на глубину 4033,5 м.

Продуктивная толща залежи в районе скважины относится ко II и Ш

циклопачкам (средний и верхний пласты) старооскольского горизонта. Коллектор II циклопачки относится к среднепроницаемым. Параметры kh (произведение проницаемости и толщины пласта) и mh (произведение пористости и толщины пласта) равны 94,5 мкмм и 0,74 м. Верхний пласт старооскольского горизонта (III циклопачка) относится к среднепроницаемым коллекторам. Параметры kh и mh составляют соответственно 289 мкмм и 1,17 м.

Первоначальный дебит скважины составил 100 тыс. м/сут, а затем повысился до 300 тыс. MVcyr (декабрь 1986 г.). В ходе проведенных в 1985-1986 гг. гидродинамических исследований было установлено, что усредненный по пластам коэффициент фильтрационных сопротивлений А составлял 1,48 и 4,23 МПа • сут/тыс. м, а коэффициент фильтрационного сопротивления В равнялся соответственно 0,00021 (МПа • сут/(тыс. м/сут) и 0. В феврале 1986 г. были проведены исследования по оценке продуктивности скважины при работе через УКПГ. Они подтвердили, что с марта 1985 г. по февраль 1986 г. эксплуатационная характеристика скважины улучшилась. В последующем дебит скважины начал снижаться. В 1987 г. он понизился до 200 тыс. м/сут, а в первой половине 1988 г. - до 150 тыс. м/сут. К декабрю 1988 г. он уже составлял 60 тыс. м/сут.

По результатам замеров давления по стволу скважины (ноябрь-декабрь 1988 г.) было установлено, что ствол скважины заполнен жидкостью, уровень которой отбивался на глубине 2400 - 2300 м. Результаты этих наблюдений трактовались как поступление в ствол скважины из пласта жидкого флюида.

Появление пластовой жидкой фазы в продукции скважины привело к резкому снижению дебита скважины по газу. В течение первой половины 1989 г. дебит скважины понизился до 20 тыс. м/сут. В июле 1989 г. скважину перевели на газлифтный способ эксплуатации с подачей неотсепари-рованного газа высокого давления в затрубное пространство. Перевод скважины на газлифтный режим не привел к значительному увеличению притока пластового флюида, и в декабре 1993 г. эксплуатацию скважины прекратили.

В мае 1993 г. была предпринята попытка восстановить производительность скважины путем обработки ее призабойной зоны ШФЛУ. До проведения промысловых испытаний по воздействию на призабойную зону скважины закачкой ШФЛУ были проведены испытания скважины на факел при эксплуатации ее на газлифте. Эксплуатация скважины характеризовалась следующими параметрами: давлением буферным, затрубным и забойным - Рбуф = 1,24 МПа; р„ = 2,5 МПа: р = 3,03 МПа; дебитами газа высокого давления, пластового газа и конденсата - 0„д = = 78 тыс. м/сут; 0=3 тыс. MVcyr; О,, = 0,4 MVcyr. В процессе обработки скважины было закачано 213 м ШФЛУ с продавкой его пластовым газом в объеме 350 тыс. м. После выдержки скважины в течение 30 сут скважина отрабатывалась на факел при следующих параметрах: Рбуф = = 2,11 МПа; Рз, = 2,84 МПа; = 66 тыс. MVcyr; О, = 9,3 тыс. MVcyr;

= 1 м/сут. Ощутимого эффекта от обработки скважины ШФЛУ не отмечалось, что объяснялось продавкой жидкого растворителя пластовым газом. Это вызвало скопление газового конденсата в призабойной зоне скважины.

По результатам проведенных по скважине в 1987 - 1990 гг. геофизических исследований были уточнены некоторые основные параметры плас-

тов, вскрытых скважиной. Согласно данным исследований 1989 г., общая эффективная толщина пластов, вскрытых скважиной, составляет 19 м. В то же время проведенные в 1992 г. исследования показали несколько меньшие значения толщины пластов: общая газоотдающая толщина пластов 12 м. Газоотдающие интервалы были определены как: 4074 - 4068, 4061-4058 и 4051-4048 м. Пористость пластов в последнем из интервалов составляла 6,2 %.

Обработка скважины сухим газом проводилась в декабре 1994 г. Непосредственно перед обработкой по скважине производились газоконденсатные исследования. Исследования характеристики добываемых пластовых флюидов до проведения обработки скважины осуществлялись на одном стационарном режиме газлифтной эксплуатации скважины (Н.В. Долгушин и А.В. Федосеев). В процессе исследований выполнялись следующие виды работ: 1) замер пластового давления; 2) освоение скважины; 3) газоконденсатные исследования скважины на одном режиме.

В результате исследований было установлено, что до обработки скважины ниже глубины 3500 м лифтовая колонна заполнена жидкостью. Дебит газа сепарации продукции пласта очень низкий (3,2 тыс. MVcyr). Дебит сырой жидкой углеводородной фазы в процессе исследований оставался практически неизмененным (0,4 м/сут). По фракционному составу и свойствам продукции скважины был сделан вывод о том, что в скважину не поступали жидкие пластовые флюиды.

После подготовки скважины к обработке в нее закачали 561 тыс. м* сухого газа. Обработка проводилась с 09.12.94 по 19.12.94. Среднесуточный темп закачки составлял 56 тыс. MVcyr. Давление на буфере изменялось от 14,5 до 10,78 МПа, а репрессия - от 6,87 до 1,66 МПа. Для стабилизации давления скважину закрыли на 19 дней.

В эксплуатацию скважина была пущена 07.01.95 по замерной нитке УКПГ. В период с 07.01.95 по 22.01.95 скважина работала самостоятельно, а с 23.01.95 - по схеме газлифтной эксплуатации с подачей газа по метано-лопроводу в затрубное пространство. К основным характерным особенностям эксплуатации скважины можно отнести следующие. В первые два дня пЬсле обработки скважины она работала с дебитами газа сепарации 62 - 66 тыс. MVcyr. После того, как 08.01.95 скважину "поджали" штуцером, дебит скважины стал около 50 тыс. м/сут. Заметное снижение дебита газа сепарации с 51 до 37 тыс. MVcyr произошло 12.01.95-13.01.95. В этот момент скважину вновь "разжали", что вызвало увеличение дебита газа до 61 тыс. MVcyr. Изменение дебита сопровождалось соответствующим изменением устьевых давлений. Повторное интенсивное снижение дебита газа происходило в течение 16.01.95 - с 56 до 46 тыс. м/сут и 17.01.95 - до 32 тыс. MVcyr.

С 19.01.95 по 23.01.95 по организационным причинам скважина работала на блок низкодебитных скважин. В этот период времени по скважине производились контрольные часовые замеры. Учитывая снижение дебита газа сепарации до низких значений (с точки зрения устойчивого выноса жидкости) - 20 тыс. MVcyr, скважину с 23.01.95 перевели на газлифтную эксплуатацию. Газлифт осуществлялся с подачей газа в затрубное пространство. Скважину удалось освоить 24.01.95, а с 26.01.95 по 01.02.95 скважина устойчиво работала на газлифте с дебитами газа сепарации 27 - 34 тыс. MVcyr. Затем ее остановили на один день по техническим причинам, после чего в течение трех дней (02.02.95 - 05.02.95) она работала без