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

менте пласта. За пределами этого элемента насыщенность жидкостью вдоль радиальной координаты (с увеличением радиуса) постепенно понижается до средних по пласту значений. Нагнетание газа в призабойную зону скважины приводит к преимущественной фильтрации его по высокопроницаемому элементу и прилегающей к нему низкопроницаемой части коллектора, что вызывает снижение насыщенности жидкостью в этой зоне пласта до значений 0,04 - 0,09. Повторное накопление конденсата в период эксплуатации скважины несколько повышает насыщенность коллектора в обработанной зоне пласта. При этом максимальное накопление жидкости (до максимальной насыщенности около 0,24 - 0,25) происходит на границе высокопроницаемого элемента. Значительно меньше изменяется насыщенность при закачке газа в пласте выше и ниже высокопроницаемого элемента. Продуктивность скважины после обработки возрастает в 1,7 раза, но затем понижается до значений, в 1,4 раза превышающих начальное до обработки. Основное накопление ретроградного конденсата в варианте ПР происходит в высокопроницаемом элементе у забоя скважины (до 0,32 - 0,33) и на границе этого элемента (0,37 - 0,38). За пределами этого элемента насыщенность жидкостью быстро снижается до средних по пласту значений. Нагнетание газа приводит к уменьшению насыщенности в высокопроницаемой части пласта до 0,03 - 0,04 и в низкопроницаемой части до 0,09 - 0,11. Последующее накопление конденсата повышает насыщенность коллектора с максимальными значениями до 0,14 - 0,15 - у скважины и 0,21-0,22 - на границе высокопроницаемого элемента. Продуктивность скважины после длительной ее эксплуатации устанавливалась в 1,1 раза выше, чем начальное ее значение.

Представленные результаты расчетов объясняются своеобразным характером изменения давления у забоя скважины в неоднородном пласте и распределением в нем фильтрационных потоков при смешивающейся фильтрации газов. Равномерное по толщине пласта увеличение проницаемости коллектора у забоя скважины вызывает немонотонное увеличение насыщенности коллектора жидкостью. Нагнетание сухого газа в призабойную зону скважин приводит к испарению части высококипящих углеводородов из ретроградной жидкости в газ и переносу их этим газом в глубь пласта. Неспосредственно у забоя скважины в зоне радиусом 1 - 3 м фильтруется газ в объеме нескольких тысяч поровых объемов этой зоны. В результате происходит достаточно полная "осушка" коллектора в этой зоне пласта даже при высоких значениях насыщенности коллектора жидкостью.

На границе разнопроницаемых участков пласта, несколько удаленных от скважины, фильтруется уже значительно меньший объем сухого газа. Поэтому насыщенность коллектора жидкостью в этой зоне пласта уменьшается уже в меньшей мере. При определенных размерах высокопроницаемой зоны пласта дальнейшее увеличение этой зоны ведет к нарастанию насыщенности жидкостью непосредственно у забоя скважины с уменьшением ее значений на границе разнопроницаемых зон пласта. Это вызывает непропорциональное увеличение продуктивности скважин с ростом радиуса зоны улучшенных фильтрационных свойств. Обработка призабойных зон скважин сухим газом позволяет удалить жидкость из призабойной зоны скважины и повысить продуктивность скважины. Повторное накопление ретроградной жидкости происходит вследствие поступления газоконденсатной смеси из области более высоких в область более низких давле-

НИИ. Значительно ускоряют повторную конденсацию жидкости два фактора. Во-первых, в газовой фазе, удаленной за пределы обработанной зоны пласта, присутствует часть испаренных из жидкости высококипящих углеводородов (определенная доля испаренных углеводородов успевает конденсироваться за пределами обработанной зоны). Поступая обратно в обработанную зону пласта, они в ней частично конденсируются. Во-вторых, не удаленная из призабойной зоны жидкость является неравновесной газовой фазе, поступающей из-за пределов обработанного участка пласта, и между ними интенсивно протекают массообменные процессы с конденсацией высококипящих углеводородов. Таким образом, повторное накопление жидкости происходит на границе разнопроницаемых участков пласта (максимальные значения насыщенности коллектора жидкостью) и в областях наибольшего изменения давления. Как отмечалось выше, при определенных значениях проницаемости и размеров зоны улучшенных фильтрационных свойств с ростом этих параметров наблюдается возрастание градиентов давления у забоя. В результате в вариантах с высокой проницаемостью коллектора у забоя скважины более интенсивно протекает повторное накопление конденсата у забоя скважины и на границе разнопроницаемых участков пласта. Это объясняет более низкую эффективность глубокой газовой репрессии при очень высоких значениях проницаемости коллектора в призабойной зоне скважин.

Несколько иная картина изменения насыщенности коллектора жидкостью возникает при нагнетании газа в сочетании с интенсификацией притока газа к скважине за счет гидроразрыва или иных методов воздействия, преполагающих неравномерное распределение проницаемости коллектора по толщине пласта. В этом случае наиболее значительное накопление ретроградной жидкости отмечается в высокопроницаемом элементе пласта (трещине разрыва, системе трещин и т.д.). Между тем продуктивность скважины определяется проводимостью как этого элемента, так и окружающих его пород (пропорционально их доле по толщине пласта). Поэтому продуктивность скважины не изменяется прямо пропорционально проводимости высокопроницаемой части коллектора, что во многом определяет эффективность глубокой газовой репрессии на призабойную зону скважин. При нагнетании газа в скважину через высокопроницаемый элемент фильтруется или основное его количество (при его значительном радиусе), или достаточно значительная часть (при малом его радиусе). За счет этого достигается значительное уменьшение насыщенности жидкостью высокопроницаемой части пласта. В зависимости от размеров высокопроницаемого элемента пласта повторное накопление ретроградного конденсата происходит или на его границе, или непосредственно рядом со скважиной. Тем не менее на изменение продуктивности скважины значительно влияет также степень изменения насыщенности пласта в низкопроницаемой части. Более эффективное удаление жидкости из низкопроницаемой части пласта происходит с уменьшением доли высокопроницаемой части пласта (т.е. с уменьшением ее размеров). В этом случае более значительно и изменение продуктивности газоконденсатной скважины.

Таким образом, представленные результаты исследований показывают, что повысить продуктивность газоконденсатных скважин можно за счет метода глубокой газовой репрессии на призабойную зону скважин. Он заключается в воздействии на призабойную зону скважин одним из методов интенсификации притока газа в сочетании с обработкой ее сухим га-

зом. Осуществление глубокой газовой репрессии приводит к увеличению продуктивности скважины за счет снижения всех составляющих скин-эффекта, обусловленных снижением абсолютной и относительной фазовой проницаемости коллектора. Одним из преимуществ глубокой газовой репрессии является длительная (в течение 3 - 6 мес) эксплуатация скважины с повышенным дебитом после воздействия на нее. Наиболее предпочтительными методами улучшения фильтрационных свойств коллектора при глубокой газовой репрессии являются методы, обеспечивающие равномерное увеличение проницаемости по толщине коллектора (например, СКО).

Повышение продуктивности газоконденсатных скважин путем обработки их призабойных зон жидкими углеводородными растворителями

Обработка призабойных зон газоконденсатных скважин жидкими углеводородными растворителями направлена на удаление ретроградного конденсата от забоя скважины в глубь пласта и улучшение условий притока к скважине газа. Для удаления ретроградного конденсата могут быть использованы различные по своему составу углеводородные смеси, находящиеся при термобарических условиях пласта в жидком состоянии. В качестве таких растворителей наиболее часто используются углеводороды Cj-s в чистом виде или в виде их смесей различного состава. Название "обработка призабойных зон скважин жидкими углеводородными растворителями" несколько условное, поскольку при воздействии вслед за жидкими (в пластовых условиях) растворителями в скважину закачивают сухой газ. Таким образом в призабойной зоне пласта создается оторочка из жидких углеводородов, оттесняемая от скважины сухим газом.

3.5.1

Основные принципы обработки призабойных зон газоконденсатных скважин жидкими углеводородными растворителями

к настоящему времени по проблеме восстановления продуктивности газоконденсатных скважин жидкими углеводородными растворителями уже выполнен значительный объем исследований как в России, так и за рубежом. На их основе разработаны основные принципы обработки призабойных зон газоконденсатных скважин и созданы соответствующие тех-