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

R, м

Рис. 3.60. Изменение насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины после обработки ШФЛУ (при пластовом давлении выше давления максимальной конденсации пластовой смеси):

/ - после обработки; 2 - через 10 сут; 3 - через 30 сут; 4 - через 180 сут

радиусам около 8 м. В зоне на расстоянии 8 -12 м образуется "вал" жидких углеводородов с максимальной насыщенностью 20 %.

С началом отбора газа из скважины непосредственно у скважины в зоне пласта радиусом 2 - 2,5 м происходит интенсивное выпадение конденсата. Как и в случае обработки скважины сухим газом, это обусловлено поступлением обогащенной газоконденсатной смеси в зону, где резко уменьшается давление. Через 10 сут после обработки насыщенность в этой зоне возрастает до 12 %, а через 1 и 6 мес эксплуатации скважины она увеличивается соответственно до 48 и 62 %. Одновременно растет насыщенность пласта жидкой фазой и в той области, где располагается "вал" жидких углеводородов. К исходу 6 мес отбора продукции из скважины максимальная насыщенность в этой области составляет около 40 %. Дебит скважины после ее обработки изменяется примерно так же, как и в случае обработки ее газом: довольно резко уменьшается уже по истечении 1,5 - 2 недель эксплуатации скважины. Уменьшение дебита скважины вызывается теми же причинами, что и при обработке скважины сухим газом.

Зависимость процесса обработки призабойных зон скважин от коллекторских свойств пласта

Влияние коллекторских свойств пласта на эффективность обработок призабойной зоны пласта жидкими углеводородными растворителями устанавливалось на основе математического моделирования процесса обработки

скважины в различных условиях. Рассматривалась схема обработки скважин, предполагающая последовательное нагнетание в скважину пропана (в качестве жидкого растворителя) и сухого газа. Основные параметры рассматриваемых вариантов обработки скважины представлены в табл. 3.9. В их числе: номер модельной газоконденсатной системы, коэффициенты проницаемости пласта и вид фазовой проницаемости (из набора систем в разделе 3.3), среднее пластовое давление и депрессия на пласт, а также параметр 0/(тН) для пропана и сухого газа. Для пропана этот параметр рассматривался как отношение объема, нагнетаемого при обработке пропана (приведенного к пластовым условиям) к произведению толщины пласта и коэффициента пористости. Расчеты проводились для различных депрессий на пласт (различных дебитов скважины и темпов отбора). В расчетах задавалось изменение относительного давления (отношение забойного давления к среднепластовому) от 0,65 - 0,75 до 0,95 - 0,98. Все расчеты проводились для пласта толщиной 10 м. Пористость пласта составляла по различным вариантам 10 и 15 %.

Результаты расчетов показали некоторое влияние коллекторских свойств на процесс обработки призабойных скважин жидкими углеводородными растворителями. Вместе с тем коллекторские свойства пласта не оказывают решающего влияния на эффективность обработок, а определяют характер распределения насыщенности в жидкостном "вале", удаленном от скважины в ходе ее обработки. На это указывают результаты расчета процесса повышения продуктивности газоконденсатных скважин в вариантах 1Ж -6Ж. Все эти варианты характеризовались одними и теми же основными исходными данными, кроме вида фазовых проницаемостей. В отличие от случая обработки скважин сухим газом, в некоторых из этих вариантов задавались фазовые проницаемости коллектора, зависящие от пластового давления, путем учета в них зависимости от давления поверхностного натяжения на границе раздела фаз. Учет этого фактора при исследовании процессов обработки призабойных зон углеводородными растворителями представляется очень важным исходя из следующих предпосылок. Нагнетание жидких углеводородных растворителей в призабойную зону скважин сопровождается вытеснением ретроградного конденсата рас-

Таблица 3.9

Характеристика вариантов расчетов процесса обработки призабойной зоны скважины жидкими углеводородными растворителями (пропаном)

творителем (на передней границе зоны смеси) в режиме многоконтактного смешивающегося вытеснения. На этом этапе в области пласта, занятой жидкостным валом, протекает двухфазная фильтрация газа и жидкости. Поэтому зависимость фазовых проницаемостей от поверхностного натяжения на границе раздела фаз может внести определенные изменения в распределение насыщенности призабойной зоны скважины жидкостью при обработке ее углеводородной жидкостью.

Влияние вида фазовых проницаемостей на динамику профиля насыщенности коллектора после обработки скважины пропаном прослеживания по рис. 3.70, а, б, в, г, на котором представлено изменение во времени профиля насыщенности после обработки в расчетных вариантах ЗЖ - 6Ж. Характерно для этих расчетных вариантов (как и для вариантов 1Ж -2Ж) образование в результате обработки жидкостного "вала" на некотором удалении от скважины. Во всех рассматриваемых вариантах жидкостный "вал" занимает примерно одно и то же положение - на расстоянии 10 - 35 м. Максимальная насыщенность жидкости в нем 0,23 - 0,28. Несколько большие значения насыщенности в жидкостном вале для варианта 5Ж объясняются большим количеством закачанного в скважину пропана. В зоне радиусом до 10 м от скважины конденсатонасыщенность коллектора в результате воздействия уменьшается до значений, равных нулю. В расчетах процесса накопления ретроградного конденсата у забоя скважины по вариантам ЗЖ -6Ж отмечается образование зоны с повышенной насыщенностью радиусом около 9 - 10 м. Максимальные значения насыщенности наблюдаются непосредственно рядом со скважиной и составляют по вариантам ЗЖ -6Ж соответственно до 45; 40; 25 и 22 %. Таким образом, нагнетание растворителей позволяет удалить конденсат из зоны, наиболее подверженной накоплению ретроградной жидкости.

Более значительное влияние оказывают фазовые проницаемости на динамику насыщенности коллектора в ходе последующей за обработкой эксплуатации скважины. Так, динамика профиля насыщенности в вариантах со слабой зависимостью фазовых проницаемостей от давления (варианты ЗЖ и 4Ж) и вариантах с независимыми от давления фазовыми проницаемостями (варианты 1Ж и 2Ж) очень схожа. Для вариантов 1Ж, 2Ж и 4Ж, в которых фазовые проницаемости не зависят (или практически не зависят) от давления, перемещение жидкостного "вала" к скважине определяется испарением и переносом углеводородов в газовой фазе. В результате жидкостный вал перемещается на несколько метров от своего начального положения с небольшим изменением максимальных значений (см. рис. 3.70, б) для варианта 4Ж. В варианте ЗЖ, в котором фазовые проницаемости в большей мере зависят от давления, перемещение жидкостной зоны обусловливается уже не только переносом компонентов в газовой фазе, но и фильтрацией жидкости. Однако значения насыщенности жидкости в этой зоне лишь не намного превосходят критические значения, в результате чего скорость перемещения жидкостной зоны оказывается очень низкой (около 1,510~* м/с при депрессии на скважине 5,9 - 7,4 МПа). Для всех рассматриваемых вариантов характерно повторное накопление ретроградного конденсата у забоя скважины. Оно обусловливается не совсем оптимальными условиями обработки скважины по величине пластового давления (которое составляло 70 - 75 % от давления максимальной конденсации газоконденсатной системы). Размеры зоны интенсивного повторного накопления вокруг скважины составляют 3 - 5 м. Повторного