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

газлифта со снижающимся дебитом от 24 до 19 тыс. м/сут. После этого скважина была переведена на блок низкодебитных скважин без подачи газа высокого давления (ГВД).

Контрольные замеры при эксплуатации скважины газлифтом были проведены 23.02.95 - 25.02.95. Скважина работала устойчиво с дебитами 26 - 32 тыс. MVcyr. Выполненные в марте 1995 г. повторные контрольные замеры технического режима скважины и геофизические исследования выявили нарушения герметичности НКТ на глубине 200 м. Скважина была остановлена для проведения ремонтных работ.

Достаточно эффективное удаление жидкости из призабойной зоны скважины подтверждалось уменьшением репрессии в ходе нагнетания газа при практически постоянном расходе газа. Улучшение фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта при нагнетании отражалось в динамике коэффициента фильтрационного сопротивления А. На рис. 3.59, а представлена зависимость коэффициента фильтрационного сопротивления А от объема нагнетаемого в ходе обработки сухого газа. Как видно из этого рисунка, после закачки в пласт 561 тыс. м газа коэффициент фильтрационного сопротивления уменьшился в 3,2 раза, и особенно значительное уменьшение его наблюдалось в первый момент после нагнетания 100 - 200 тыс. м. После пуска скважины в эксплуатацию отмечалось некоторое увеличение коэффициента фильтрационного сопротивления А, особенно значительное (А = 2,2 МПа • сут/тыс. MVcyr) в момент отбора из скважины газа в объеме, равном объему закачанного газа. Как показали результаты газоконденсатных исследований скважины, в этот же момент отмечался подход к скважине смеси, состоящей из пластового газа и закачанного сухого газа, также содержащей примесь более тяжелых компонентов (ранее содержавшихся в ретроградной жидкости). При дальнейшем отборе из скважины газа коэффициент фильтрационного сопротивления А стабилизировался на значениях около 2,0 МПа-сут/тыс. MVcyr, что в 1,7 раза меньше, чем начальное (до обработки скважины) значение коэффициента А. Это вполне объясняется перераспределением насыщенности коллектора в прискважинной зоне пласта ретроградным конденсатом.

Дополнительную информацию об эффективности воздействия на призабойную зону скважины позволяет получить комплекс исследований, выполненных в ходе отработки скважины сотрудниками Вуктыльского ГПУ и СеверНИПИГАЗа. Он включал: контроль за параметрами работы скважины, замеры забойного давления, отбор проб сырого конденсата и газа сепарации с целью определения состава добываемой продукции, периодический отбор проб выветренного конденсата, воды и газа сепарации с целью контроля изменения их состава и свойств. Исследования проводились по схеме одноступенчатой сепарации через исследовательскую линию УКПГ. Кроме того, проведено четыре полных комплекса газоконденсатных исследований с целью определения состава добываемой продукции пласта. Периодически отбирались также пробы воды, выветренного конденсата и газа сепарации. По результатам исследований изменения состава продукции скважины, физико-химических свойств и фракционного состава стабильного конденсата еделаны следующие выводы.

1. Добываемая после обработки скважины продукция представляла собой смесь пластового и тюменского газа (использованного для воздействия). Доля тюменского газа по мере отработки скважины уменьшалась.

2. Содержание конденсата в продукции скважины по мере отбора газа

100 200 300 400 атысм

О, тыс.

Рис. 3.59. Зависимость коэффициента фильтрационного сопротивления А от объема газа для скв. 05 Западно-Соплесского НГКМ:

а - от объема сухого газа, закачанного при обработке скважины; б - от объема отобранного из скважины газа после ее обработки; штриховая линия - значение коэффициента до обработки

постепенно увеличивалось. При этом в последний день исследований (24.02.95) текущее содержание конденсата (69,6 г/м) приближалось к прогнозному его значению для скважин "сухого" поля (73 г/м).

3. В продукции скважины отсутствовали жидкие пластовые углеводороды (ретроградный конденсат или нефть).

4. На основе проведенного комплекса ГКИ отмечалось также существенное увеличение дебита газа сепарации (от 3 до 26 тыс. MVcyr) при практически одинаковой депрессии, а также существенное увеличение притока к скважине пластового газа и вместе с ним конденсата пластового газа.

Обработка скважины № 32 Западный Соплесск

Скв. 25 Западно-Соплесского НГКМ расположена в сводовой части залежи. В скважине вскрыты два (верхний и средний) пласта старооскольского горизонта. В районе скважины по II циклопачке (средний пласт) отмечаются высокопроницаемые коллекторы с некоторым их обособлением. Параметры kh и mh по пласту составляют соответственно 3168 мкмм и 2,35 м. Верхний пласт (III циклопачка) в районе скважины характеризуется низкими фильтрационными свойствами. Параметры kh и mh равняются 51,3мкм-м и 1,05 м.

Скважина была введена в эксплуатацию 14.04.88. Продуктивность скважины и ее дебит значительно снизились в ходе ее эксплуатации, что объяснялось развитием в призабойной зоне скважины двухфазной фильтрации газа и жидкости. В качестве данных, характеризующих продуктивность скважины, могут быть представлены результаты исследований скважин на продуктивность, выполненных 17.04.92 - 22.04.92. Коэффициент продуктивности скважины по газу в этот период ее эксплуатации составлял 0,22 тыс. MVcyr-МПа. Коэффициент продуктивности скважины по жидкости при этом равнялся 0,22 т/сут • МПа. Дополнительные осложнения в эксплуатации скважины были вызваны также смятием эксплуатационной колонны.

Как и по многим скважинам залежи, значительное снижение дебита скважины отмечалось начиная с 1991 -1993 гг., в результате чего резко ухудшились условия выноса жидкости с забоя и она перестала работать самостоятельно.

Опытно-производственные работы по обработке призабойной зоны скважины проводили с 09.06.96 по 21.06.96. Среднесуточный дебит закачки составил 65 тыс. м/сут при изменении давления на буфере от 16,8 до 10,5 МПа. Репрессия на пласт снизилась с 12,01 до 3,32 МПа. Уменьшение репрессии на пласт в ходе процесса нагнетания газа, при практически постоянных расходах, наглядно подтверждает достаточно эффективное удаление жидкости из призабойной зоны скважины. Коэффициент фильтрационного сопротивления А в ходе обработки скважины уменьшился в 2,5 раза, причем наиболее интенсивное его изменение отмечалось при суммарных объемах закачки газа до 150 тыс. м (рис. 3.60). Всего закачали в пласт 773,1 тыс. м. Для стабилизации давления и температуры, а также для обеспечения более полного процесса частичного испарения в закачанный газ промежуточных и тяжелых компонентов из пластовой жидкости скважину закрыли на 13 дней.

Рис. З.вО. Зависимость коэффициента фильтрационного сопротивления А скв. 05 Западно-Соп-.глл г лесского НГКМ от объема зака-

600 О, тыс. чанного газа