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

Рис. 3.70. Изменение насыщенностн коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины после обработки пропаном.

Варианты: а - ЗЖ, в - 5Ж, г - 6Ж (1 - после обработки; 2 - через 8 сут; 3 - через 30 сут; 4 - через 3 мес), б - 4Ж (1 - после обработки; 2 - через 8 сут; 3 - через 30 сут; 4 - через 4,5 мес)

накопления конденсата у забоя скважины не отмечается практически для тех же условий, но при среднем пластовом давлении 10 МПа.

Повторное накопление конденсата непосредственно у скважины - основной фактор, вызывающий постепенное уменьшение продуктивности скважины после обработки. Продуктивность скважины в вариантах 1Ж и 2Ж после обработки возрастает до 8,7-8,8 тыс. MVfcyiMna). Затем в течение 3 - 4 мес эксплуатации скважины продуктивность скважин уменьшается до своих начальных значений (до обработки), равных для вариантов 1Ж и 2Ж соответственно 3,6 и 3,1 тыс. MVlcyrMHa). В варианте ЗЖ

40 К,ы

обработка скважины вызывает увеличение продуктивности скважины до 13,8 тыс. MV(cyT-Mna). В течение одного месяца эксплуатации скважины продуктивность ее уменьшается до 8,1 тыс. м(сут-МПа), что на 15 % превышает продуктивность скважины до ее обработки. Основное уменьшение продуктивности скважины вызывается повторным накоплением конденсата у ее забоя. В последующем продуктивность скважины сохраняется на этом уровне в течение длительного времени. В варианте 4Ж продуктивность скважины особенно значительно меняется в первые 7-10 дней ее эксплуатации: от 19,8 до 15,9 тыс. mV(сут • МПа). Затем в течение почти 3 мес она постепенно уменьшается до 13,1 тыс. м/(сут • МПа). Основным фактором снижения продуктивности скважины в этом варианте также является повторное накопление ретроградного конденсата.

Для расчетных вариантов 5Ж и 6Ж основным механизмом переформирования жидкостного "вала" в ходе эксплуатации скважин оказывается

фильтрация жидкости. Для фазовых проницаемостей коллектора в этих вариантах характерны критические значения насыщенностей для жидкости соответственно 0,19 и 0,13. Насыщенность коллектора жидкостью в области жидкостного "вала" на момент окончания обработки значительно больше критических значений. При отборе газоконденсатной смеси из скважины жидкостный "вал" начинает движение к скважине. Массообменные процессы между жидкостью и пластовым газом происходят с частичным испарением углеводородов из жидкости в проходящий пластовый газ. Однако при рассматриваемых термобарических условиях пласта и объемах жидкости в "вале" при движении "вала" не происходит полного его "размазывания", и он остается подвижным. Скорость перемещения его в варианте 5Ж составляет около 1,6-10"* м/с (при депрессии на скважине 2,0 - 3,0 МПа). В результате через 3 мес после обработки скважины передняя граница жидкостного вала приближается к скважине на расстояние около 7 м (см. рис. 3.70, в). В то же время за счет повторного накопления конденсата у забоя скважины насыщенность жидкостью в зоне радиусом 3 -4 м возрастает до 0,10 -0,12. Более значительная скорость перемещения жидкостного "вала" отмечается в варианте 6Ж. При депрессии на скважине 3,0 МПа "вал" перемещается со скоростью около 210" м/с и уже через три недели после обработки достигает скважины.

Указанные особенности изменения во времени профиля насыщенности жидкостью призабойной зоны скважины определяют и динамику продуктивности скважины после обработки в этих расчетных вариантах (рис. 3.71). В варианте 5Ж продуктивность скважины после обработки возрастает до 21,5 тыс. MV(cyT • МПа). Затем в течение 3 мес она медленно понижается до 18,2 тыс. м/(сут • МПа), оставаясь в конце этого периода времени в 1,4 раза выше своих начальных значений. В варианте бЖ продуктивность скважины после обработки возрастает до 22,1 тыс. MV(cyTMna). В течение трех недель эксплуатации (к моменту подхода жидкостного вала к скважине) она понижается до 16,2 тыс. м/(сут • МПа), что на 10 % превосходит начальные (до обработки) значения.

Естественно, что поверхностное натяжение на границе раздела газ - ретроградный конденсат имеет наименьшие значения в области более вы-

Г"

Ъ 15 О) 5

100 Г, сут

Рис. 3.71. Изменение во времени продуктивности скважины по газу.

Шифр кривых - номера вариантов