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

деление насыщенности в нем практически не изменяется во времени в течение 6 мес, и максимальное значение насыщенности при этом составляет 0,23-0,26.

В результате обработки скв. 15 пропаном продуктивность ее увеличивается в 2,4 раза и затем в течение длительного времени после обработки практически не изменяется. Увеличение перепада давления в этом случае приведет к соответствующему росту дебитов скважины даже без существенного увеличения интенсивности повторного накопления конденсата. Меньшая интенсивность повторного накопления ретроградного конденсата в призабойной зоне скважины после обработки ее жидкими углеводородными растворителями объясняется более существенными размерами осушенной области и отсутствием в этой области жидкости, неравновесной газовой фазе пластовой системы. Накопление конденсата в этом случае во многом уже определяется изменением фазового состояния пластовой газоконденсатной смеси, поступающей к забою скважины (в область пониженных давлений) из области с более высоким давлением. С этой точки зрения ограничивающими факторами к применению жидких углеводородных растворителей могут явиться факторы, указанные ранее при анализе эффективности обработок прискважинных зон сухим газом. В первую очередь, это значения среднего пластового давления и его соотношение с давлением максимальной конденсации.

Влияние пластового давления на процесс обработки призабойных зон скважин

Влияние пластового давления на процесс восстановления продуктивности скважин жидкими углеводородными растворителями изучалось автором с коллегами путем проведения соответствующих расчетов для различных термодинамических условий и начальных составов пластовых газоконденсатных смесей. Расчеты охватывали случаи разработки газоконденсатных пластов в области давлений как ниже, так и выше давления максимальной конденсации. В расчетах использовались различные модельные газоконденсатные смеси, представленные в табл. 3.3 и 3.4. В общем случае рассматривалась закачка различных объемов жидкого углеводородного растворителя и метана (сухой газ) с целью установления необходимого для обработки скважин количества газа, а также для точного определения значений текущего пластового давления, при которых обработка скважин оказывается неэффективной.

Результаты расчетов для вариантов, различающихся коллекторскими свойствами пластов и начальными составами смесей, носили во многом похожий качественный характер (при некоторых количественных расхождениях). Влияние пластового давления на процесс обработки прискважинной зоны пласта жидкими растворителями, как и обработки ее сухим газом, может быть продемонстрировано на примере результатов расчетов для условий, близких к условиям эксплуатации скважин Астраханского ГКМ. В рассматриваемой серии расчетов задавались коллекторские свойства пластов, соответствующие скв. 56 Астраханского ГКМ, и модельная смесь этого месторождения (смесь № 2, см. табл. 3.3 - 3.4). Расчеты проводились на модели однородного пласта. Коэффициенты проницаемости и пористости пласта принимались равными соответственно 0,013 мкм и

10 %, эффективная толщина пласта - 39 м. Исследовалась эксплуатация СКВ. 56 Астраханского ГКМ с понижением давления в районе скважины от 45 до 25 МПа (давление максимальной конденсации модельной газоконденсатной смеси составляет около 26-27 МПа). Серия расчетов обработок скважины при пластовых давлениях ниже давления максимальной конденсации осуществлялась для давления 25 МПа, а при пластовых давлениях выше давления максимальной конденсации - для 35 МПа. Профили насыщенности конденсатом призабойной зоны скважины до ее обработки подробно обсуждались в разделе 3.3.

Обработка призабойных зон скважин

широкой фракцией легких углеводородов

при давлениях ниже давления максимальной конденсации

в качестве углеводородного растворителя для обработки призабойной зоны СКВ. 56 Астраханского ГКМ была выбрана широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) следующего состава (молярные доли): Cj-10 %, С,- 40 %, С4 -50 %. Рассчитывали процесс обработки скважины при нагнетании 170 т ШФЛУ с продавкой его сухим газом в объеме 450 тыс. м. Дебит скважины по газу после обработки был задан постоянным и равным 100 тыс. MVcyr. Как видно из рис. 3.68, в результате обработки скважины вокруг нее "осушается" зона пласта радиусом до 7 м. В зоне радиусом от 7 до 37 м насыщенность возрастает от значений, близких к нулю, до своего среднего по пласту значения, равного 8 %. В отличие от рассмотренного выше варианта обработки пропаном скв. 15 Западно-Соплесского НГКМ,

Рис. 3.68. Изменение насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины после обработки ШФЛУ (при пластовом давлении ниже давления максимальной конденсации пластовой смеси):

/ - после обработки; 2 - через 30 сут; 3 - через 120 сут; 4 - через 180 сут

в данном случае к моменту завершения обработки не отмечается образования "вала" жидких углеводородов. Напротив, в зтом случае в области изменяющейся насыщенности наблюдается колебание насыщенности при значениях ее ниже значения средней по пласту насыщенности. Это явление обусловлено особенностями взаимодействия пластовой системы и нагнетаемого агента, а также соотношением объемов нагнетаемых агентов. При заданных условиях обработки скважины образовавшаяся в призабойной зоне оторочка жидких углеводородов вытесняет ретроградный конденсат, смешиваясь с ним. Закачиваемый вслед за ШФЛУ сухой газ в свою очередь вытесняет жидкость в условиях многоконтактного смешивающегося вытеснения с интенсивным испарением углеводородных компонентов из "подгребаемой" в виде вала жидкости в газ. При заданном в расчетах соотношении объемов нагнетаемых ШФЛУ и метана к моменту окончания их закачки область с повышенной насыщенностью пласта жидкими углеводородами расформировывается. Вместо нее образуется зона с насыщенностью, меньшей средней по пласту насыщенности. В этой зоне содержится жидкость, неравновесная к пластовой системе. Жидкостный вал при данных термобарических условиях и заданном начальном составе газоконденсатной смеси можно сохранить путем закачки в пласт несколько больших объемов ШФЛУ.

По мере отбора газа из скважины на границы этой зоны (ближе к скважине) начинается повторное накопление ретроградного конденсата. Однако этот процесс протекает медленно, и через 1 мес после обработки скважины максимальная насыщенность в этой области (на расстоянии 12 - 17 м от скважины) составляет около 12 %. Через 4 мес она возрастает до 16 % и далее уже не изменяется. Определенное возрастание насыщенности жидкой фазой отмечается непосредственно у скважины, на расстоянии до 1,5 - 2 м. Так, к исходу 4 мес эксплуатации скважины насыщенность в этой зоне возрастает до 6 %, а к 6 мес - до 9 %.

Данный пример наглядно показывает, что обработка прискважинной зоны пласта жидкими углеводородами может оказаться высокоэффективным процессом даже тогда, когда у забоя скважины не сохраняется жидкостный "вал". Повторное накопление ретроградного конденсата у забоя скважины даже в этом случае может оказаться незначительным при условии, что пластовое давление ниже давления максимальной конденсации газоконденсатной смеси.

Обработка призабойных зон скважин ШФЛУ

при давлениях выше давления максимальной конденсации

Обработка призабойных зон скважин жидкими углеводородными растворителями при давлении выше давления максимальной конденсации уже менее эффективна. Как и при обработке прискважинной зоны пласта сухим газом, в этом случае может отмечаться интенсивное повторное накопление ретроградного конденсата. Это видно из примера обработки скв. 56 Астраханского ГКМ, для которого на рис. 3.69 показано изменение насыщенности призабойной зоны пласта при обработке скважины 170 т ШФЛУ с последующей закачкой 450 тыс. м газа. Среднее пластовое давление было принято равным 35 МПа. Депрессия на скважине в фазе отбора продукции задавалась равной 5 МПа. Как видно из рисунка, после обработки достигается насыщенность жидкости, равная нулю в призабойной зоне скважины