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

нологии повышения продуктивности скважин. Особое внимание в исследованиях процессов обработки призабойных зон скважин уделялось пластовым газоконденсатным смесям в условиях призабойной зоны пласта, влиянию на процесс обработки компонентного состава и свойств нагнетаемых углеводородных смесей, а та1сже определению наиболее оптимальных условий для воздействия. Проблема восстановления продуктивности газоконденсатных скважин наиболее полно изучена В.Л. Вдовенко, А.И. Гриценко, Н.А. Гужовым, Е.М. Гурленовым, Б.В. Макеевым, В.А. Николаевым, В.Г. Подюком, В.В. Ремизовым, P.M. Тер-Саркисовым, Н.Н. Трегуб, А.В. Федосеевым, А.Н. Шандрыгиным, I.M. Cucuiat. Результаты этих исследований позволили получить довольно полное представление о физических основах метода воздействия, а также установить характер влияния различных факторов на эффективность процесса восстановления продуктивности скважин при обработке их призабойных зон жидкими углеводородными растворителями.

Физические основы метода воздействия

Согласно существующим данным теоретических и экспериментальных исследований, последовательное нагнетание жидкого углеводородного агента и сухого углеводородного газа приводит к развитию процесса многоконтактного смешивающегося вытеснения газоконденсатной смеси из призабойной зоны скважины. В призабойной зоне скважины образуется оторочка углеводородной жидкости, продвигаемая в глубь пласта сухим газом. На переднем фронте оторочки происходит многоконтактное смешивающееся вытеснение ретроградного конденсата углеводородным растворителем с преобладанием процесса конденсации. В свою очередь, на заднем фронте оторочки происходит вытеснение жидкости газом в условиях смешивающегося вытеснения с преобладанием процесса испарения. За счет этого происходит полное вытеснение жидкости из призабойной зоны (как ретроградного конденсата, так и жидкого углеводородного растворителя), и насыщенность пласта жидкостью в обработанной зоне близка к нулю. На границах обработанной области образуется "вал", состоящий из жидкого растворителя и пластовой жидкости с насыщенностью, как правило, выше критической насыщенности. В результате удаления конденсата из призабойной зоны (где создается основное газогидродинамическое сопротивление потоку) восстанавливается продуктивность газоконденсатной скважины. Одно из условий обработки скважин - сохранение подвижности газа в зоне оторочки жидких углеводородов на момент окончания обработки. Оно необходимо для обеспечения газодинамической связи между зонами за и перед оторочкой. Это означает, что газонасыщенность коллектора в области пласта, занятой оторочкой, не должна понижаться до значений ниже критических. Данное условие достаточно легко выполняется подбором соотношения объемов жидких растворителей и сухого газа.

В начальный момент, после пуска скважины в эксплуатацию, "вал" жидких углеводородов начинает перемещаться в сторону скважины. При движении он "размазывается", а насыщенность в нем понижается до значения пороговой подвижности. С течением времени этот "вал" занимает в пласте определенное положение и остается практически неподвижным, не достигая забоя скважины.

Таковы общие представления о процессе обработки призабойных зон

газоконденсатных скважин углеводородными жидкими агентами, и они подтверждены результатами многочисленных экспериментальных и теоретических работ. К настоящему времени в целом по проблеме смешивающегося вытеснения природных углеводородов углеводородными растворителями накоплен огромный объем исследований. К основополагающим в этой области могут быть отнесены работы В.Н. Николаевского, Э.Ф. Бондарева, М.И. Миркина, Г.С. Степановой; П.И. Забродина, Н.Л. Раковского, М.Д. Розенберга; М.Л. Сургучева, А.Т. Горбунова, Д.П. Забродина с соавторами; Ю.В. Желтова, В.Н. Мартоса, А.Х. Мирзаджанзаде с соавторами; R.E. Bretz, R.M. Specter, F.V.Jr. Orr; К.К. Mohanty с соавторами; F.I.Jr. Stalkup и многие другие. Также достаточно подробно изучен механизм воздействия растворителями на ретроградный конденсат (или углеводородную жидкость при малом насыщении ею пористого коллектора) в работах А.И. Гриценко, P.M. Тер-Саркисова и О.Ф. Андреева с соавторами, а также С.Н. Бузинова, Б.В. Макеева, В.А. Николаева и P.M. Тер-Саркисова [5, 32, 48, 52 и др.].

Условия взаимодействия ретроградного конденсата и углеводородных растворителей в условиях призабойных зон газоконденсатных скважин существенным образом отличаются от аналогичных процессов, протекающих в остальной части пластов. Поэтому результатам экспериментальных и теоретических исследований физических основ воздействия углеводородных растворителей на ретроградный конденсат у забоя скважин необходимо уделить особое внимание.

Несмотря на значительный объем экспериментальных исследований по проблемам вытеснения газоконденсатных смесей растворителями, известны лишь отдельные работы по физическому моделированию этих процессов применительно к воздействию на призабойную зону газоконденсатных скважин. В частности, автор настоящей работы совместно с Б.В. Макеевым выполнил эксперименты по определению некоторых особенностей обработки скважин жидкими растворителями, в том числе по влиянию неравновесности фильтрации газоконденсатных смесей на эффективность этого процесса.

Физическое моделирование выполнялось на линейной модели пористой среды длиной 3 м. Модель представляла собой стальную трубу с отводами, заполненную молотым кварцевым песком (моделирующим пористую среду). Внутренний диаметр модели составлял 0,0355 м. Коэффициенты проницаемости и пористости модели пласта равнялись соответственно 0,0047 мкм и 25 %. Пластовая газоконденсатная система моделировалась смесью октана, пропана и метана. В этом случае основным компонентом ретроградного конденсата был нормальный октан, пластового газа - метан. Оторочка растворителя моделировалась пропаном. Эксперименты проводили применительно к условиям Западно-Соплесского НГКМ. Поэтому выбор октана в качестве модели ретроградного конденсата в призабойной зоне скважины был обусловлен близостью его свойств соответствующим свойствам выпавшего конденсата (С5+). Известно, что октан имеет молекулярную массу И 4,2 г/моль, температуру кипения 342 К и плотность при нормальных условиях 659 кг/м. При этом поверхностное натяжение на границе раздела жидкой и газовой фаз в модельных условиях оказалось в несколько раз ниже, чем в реальных условиях.

При подготовке модели к опытам ее неравномерно насыщали жидкостью по длине. Для этого в модель сначала подавали смесь октан - пропан -

метан (82,0; 16,0 и 2,0 % (молярные доли)) при давлении выше давления начала ее конденсации. Производилось истощение модели до давления 10 МПа для создания в ней равномерной насыщенности углеводородной жидкостью около 7,1 %. Затем через выходное сечение модели в нее подавали октан в объеме 0,1 порового объема модели и осуществляли попеременную закачку через входной и выходной торцы модели метана для перераспределения жидкости по длине модели. Таким образом создавалось неравномерное насыщение модели с образованием у ее выхода зоны повышенной насыщенности жидкостью.

Моделирование проводили с учетом основных критериев подобия, описанных в гл. 2 работы [5]. При этом учитывали, что скорости течения у забоя скважин довольно значительны, а следовательно, при моделировании можно пренебречь гравитационным разделением углеводородных смесей и молекулярной диффузией. Пересчет через критерии подобия модельных параметров на натурные показывает, что условия опытов соответствовали фрагменту призабойной зоны скважины длиной 6,3 м с коэффициентами проницаемости и пористости соответственно 0,020 мкм и 10 %. Предполагалось, что в экспериментах моделируется фрагмент призабойной зоны скважины в интервале 1 - 7,3 м от скважины. Среднее пластовое давление в этом элементе 10 МПа. К сожалению, в опытах не воспроизводился радиальный приток флюидов к скважине, т.е. не осуществлялось изменение скорости фильтрации за счет уменьшения площади фильтрации. Это несколько влияет не только на количественные, но и на качественные оценки характеристик процесса. Средние скорости фильтрации газа в модели задавались в различных опытах от 2,6-10" до 15,510" м/с, что соответствовало скорости фильтрации в середине фрагмента реального пласта 3,110"*-18,610" м/с. Это равнялось дебиту скважины по газу на 1 м толщины пласта 6,2 - 37,2 тыс. MVcyr (при радиусе скважины 0,1 м). Температуры модели пласта и фрагмеьгга реального пласта составляли 293 и 365 К. Перепады давления, реальные и модельные, равнялись 1,5 и 0,1 МПа. Время процесса в реальных и модельных условиях 1,5 сут и 2 ч.

После создания в модели пласта неравномерной насыщенности ее жидкостью модель последовательно обрабатывали пропаном и метаном в объеме 0,1 и 0,4 порового объема модели. Затем из нее производился длительный отбор продукции (прокачка метана). При этом в каждом из опытов задавались различные значения темпа отбора газа в диапазоне от 0,2 до 1,2 MVcyr (что соответствовало скоростям фильтрации от 2,6-10" до 15,610" м/с). После длительной прокачки газа меняли режимы фильтрации (изменялись расходы газа) и замеряли фильтрационные характеристики модели пласта и отдельных ее частей. Эти данные затем обрабатывали и представляли в виде зависимости фильтрационного сопротивления А (параметр Ар/0, где Ар - разность квадратов давлений на концах модели) от расхода газа через модель. Замеры проводили как в целом для всей модели, так и для ее трех отдельных фрагментов, занимающих соответственно по 1/3 длины модели от ее начала до конца.

Результаты экспериментов указывают на возможность эффективного удаления растворителями ретроградного конденсата из пористой среды в условиях призабойных зон газоконденсатных скважин. На рис. 3.65 представлены результаты замеров коэффициента фильтрационного сопротивления А при различных значениях расходов газа через модель. Как видно из этого рисунка, создание в модели зоны "ретроградного конденсата"