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

Скважину пустили в работу 04.07.96 по замерной нитке УКПГ с целью определить эффективность обработки призабойной зоны "сухим" тюменским газом. В процессе исследований выполнены следующие виды работ: контроль за параметрами работы скважины; отбор проб поступающей жидкости для определения ее состава и свойств; контрольные замеры дебитов добываемого газа и конденсата. Исследования проводились по схеме одноступенчатой сепарации через исследовательскую линию УКПГ. Дебит газа сепарации определяли методом переменного перепада давления на замерном узле, расположенном после сепаратора 1-й ступени с диафрагмой диаметром 50,17 мм (внутренний диаметр трубопровода 131 мм). Дебит жидких флюидов определяли по времени их накопления в фиксированном объеме сепаратора и атмосферной замерной емкости объемом 7 м.

В период с 04.07.96 по 09.07.96 после пуска скважина работала самостоятельно с постепенным снижением дебита газа от 34 до 27 тыс. м/сут, дебитом конденсата около 0,75 тыс. MVcyr по замерной линии УКПГ. Из-за аварии на газопроводе 09.07.96 скважина была остановлена. После повторного пуска скважины в работу, в период исследований с 16.07.96 по 22.07.96, дебит ее оставался на прежнем (до остановки) уровне. Дебит конденсата возрос до 2,8 MVcyr, по-видимому, из-за поступления его в жидком виде в призабойную зону пласта во время простоя скважины с 09.07.96 по 16.07.96. На основании результатов исследований (проведенных 17.07.96) фракционного состава добываемого конденсата специалисты СеверНИПИгаза сделали вывод о появлении жидких пластовых флюидов в продукции пласта и приближении их по составу к фоновому. По сравнению с исследованиями 07.07.96 - 08.07.96 отмечалось увеличение температуры конца кипения и выкипания 90 % фракций стабильного конденсата. Цвет конденсата стал темнее. Дополнительным доказательством очистки призабойной зоны пласта за счет обработки ее "сухим" газом может явиться присутствие в составе продукции скважины фильтрата бурового раствора.

Из предварительных результатов исследований можно видеть, что обработка сухим газом призабойной зоны скважины привела к увеличению продуктивности скважины как по газу, так и по конденсату за счет снижения коэффициентов фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта и увеличения относительной проницаемости по газу. Дебит газа сепарации в результате обработки увеличился с 2 до 26 тыс. м/сут. Дальнейшую эксплуатацию скважины рекомендовали осуществлять с периодическими обработками ее призабойной зоны сухим газом.

Обработка скважины Тимофеевского месторождения ДИОКСИДОМ углерода

Опытно-промысловые работы по восстановлению продуктивности газоконденсатных скважин диоксидом углерода проводились на одной из скважин Тимофеевского месторождения (Украина) в 1987 г. Достаточно подробно этот процесс описан в работе P.M. Тер-Саркисова, М.А. Пешкина и Е.С. Бикмана [6]. Одной из особенностей данной обработки скважины явился способ подачи диоксида углерода на забой скважины. На скважину диоксид углерода доставляли в жидком виде в изотермических цистернах и затем закачивали с помощью насоса ЦА-420 через головку

р, МПа

15

Лр.МПа»

10 -

Рис. 3.61. Индикаторные линии, снятые на скв. 1 Тнмофеевского месторождения до и после обработки ее дноксндом углерода.

Забойное давление: / -до закачки, 2 - после закачки. Др: 3 - до закачки, 4 - после закачки

50 О, тыс

фонтанной арматуры в насосно-компрессорные трубы. При движении по стволу скважины из-за повышения температуры на определенной глубине диоксид углерода переходил в газообразное состояние.

Обработка призабойной зоны диоксидом углерода позволила существенно увеличить дебит скважины. Об эффективности воздействия можно судить по индикаторным линиям, снятым по скважине до и после ее обработки (рис. 3.61). Анализ этих индикаторных линий показывает, что продуктивность скважины после обработки ее призабойной зоны увеличилась с 1,3 до 1,5 раза для различных режимов эксплуатации скважины.

3.4.4

Основные положения технологии обработки призабойных зон газоконденсатных скважин сухим газом

Эффективность проведения обработок призабойных зон скважин в значительной мере определяется точным соблюдением основных положений (правил) воздействия. Эти положения составляют технологию обработки скважин, которая, кроме общих принципов воздействия, включает в себя и ряд конкретных положений, таких как выбор скважин для обработки, объем нагнетаемых агентов, ддвление и темпы нагнетания, схему обвязки скважин, а также последовательность операций при обработке призабойных зон скважин.

Выбор газоконденсатных скважин для обработки

Выбор газоконденсатных скважин, пригодных для обработки их призабойных зон углеводородными растворителями, должен производиться в соответствии с двумя основными положениями.

1. Среднее пластовое давление в окрестностях скважины должно быть близко к давлению максимальной конденсации пластовой газоконденсатной смеси или, что еще лучше, ниже его на 25 - 30 %.

2. Основное ухудшение продуктивности скважины в ходе ее эксплуатации должно быть вызвано накоплением конденсата в призабойной зоне скважины.

Соблюдение первого положения при выборе скважины для обработки позволяет избежать быстрого повторного накопления конденсата у забоя скважины и обеспечить продолжительный эффект от обработки скважины. Выполнение второго положения позволяет исключить из рассмотрения те скважины, ухудшение продуктивности которых было вызвано не накоплением конденсата в призабойной зоне скважины, а чисто техническими причинами (в числе которых может оказаться ухудшение состояния внутрискважинного оборудования, загрязнение призабойных зон в результате проведения различных ремонтных работ и воздействий на пласт).

Объем нагнетаемых агентов. Давление и темпы нагнетания

Объем нагнетаемых углеводородных растворителей, необходимых для обработки пласта, в общем случае должен определяться расчетами. При этом учитывают необходимость оттеснения вала ретроградного конденсата за пределы призабойной зоны (зоны "динамической" конденсации), а также снижения насыщенности конденсатом пористой среды пласта до значений ниже критических (обеспечивающих его подвижность) в пределах призабойной зоны и вне ее. Такие расчеты могут проводиться на основе математического моделирования многокомпонентной фильтрации углеводородов в пористом коллекторе, например в соответствии с моделью, представленной в разд. 3.2 настоящей работы. В результате этих расчетов устанавливается также наиболее оптимальный состав углеводородных растворителей и радиус зоны обработки пласта. Объем растворителей в этом случае определяется из известного радиуса (а соответственно и объема) зоны обработки пласта.

Для приближенных расчетов необходимых объемов растворителей можно принимать радиус зоны обработки скважин около 15 - 20 м. Согласно данным теоретических исследований [6], нагнетание сухого газа в таких объемах обеспечивает достаточно эффективную обработку призабойной зоны пласта для различных термобарических условий начальных составов пластовой смеси. Для случая обработки призабойных зон метаном или диоксидом углерода такие объемы нагнетания газа могут оказаться даже несколько завышенными, в то время как при закачке азота они оказываются минимально необходимыми (вследствие худшей испаряющей способности азота).

Давление нагнетания и темп нагнетания сухого газа и жидких углеводородных растворителей определяются характеристиками используемого