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

соких значений давления и увеличивается по мере понижения давления. Поэтому этот фактор будет оказывать большее влияние на процесс обработки скважины при более высоких пластовых давлениях, что является еще одним доводом в пользу применения для обработок скважин углеводородных растворителей в области давлений ниже давления максимальной конденсации пластовых газоконденсатных смесей. Что же касается коллекторских свойств, то они не являются ограничивающими факторами с точки зрения эффективности обработки газоконденсатных скважин углеводородными растворителями.

Влияние начального состава пластовой газоконденсатной системы на процесс обработки призабойных зон скважин жидкими углеводородными растворителями

Для оценки влияния начального состава пластовой газоконденсатной системы на процесс обработки призабойной зоны скважины жидкими углеводородными растворителями проводились расчеты этого процесса в случае фильтрации в пластах различных смесей, описанных в разделе 3.3. Основные расчетные параметры по этим вариантам (7Ж-10Ж) представлены в табл. 3.9.

Результаты этих расчетов показали, что, как и в случае обработки скважин газом, при определенных термобарических условиях состав пластовой газоконденсатной системы может влиять на эффективность обработки скважин жидкими углеводородами. В качестве примера на рис. 3.72, а, б показана динамика профиля насыщенности жидкостью призабойной зоны скважины для вариантов 7Ж -9Ж после ее обработки пропаном (с продавкой сухим газом). Эти варианты расчетов различались по начальному составу газоконденсатной смеси (смеси № 3 - 5), виду фазовых проницаемостей, значению текущего пластового давления, а также по значениям параметра ©/(/пН) для нагнетаемых агентов. Расчеты показали, что в вариантах 7Ж и 8Ж характер распределения насыщенности в призабойной зоне скважины после ее обработки практически полностью совпадает. Это вполне объяснимо, поскольку пластовые смеси № 3 и 5 близки по своему начальному составу. Несколько большее удаление жидкостного "вала" от скважины в варианте 8Ж объясняется более значительными объемами нагнетаемых в этом случае углеводородных растворителей. Эксплуатация скважины после ее обработки в этих вариантах расчетов вызывает некоторое незначительное перемещение жидкостного "вала" в сторону скважины за счет испарения из жидкости части промежуточных и тяжелых углеводородов и переноса их в газовой фазе (движения жидкости не происходит вследствие меньших, чем критические, значений ее насыщенности). На протяжении длительного времени после обработки в этих вариантах практически не отмечается повторного накопления ретроградного конденсата у скважины, что вполне характерно для данного соотношения текущего пластового давления и давления максимальной конденсации смеси (около 0,65). В результате за счет обработки скважины дебит ее увеличился в 2,3 - 2,4 раза и незначительно уменьшился на протяжении длительного времени (более 5 мес) эксплуатации после обработки.

Иное изменение профиля насыщенности в варианте 9Ж (смесь № 4).

Рис. 3.72. Изменение насыщенностн коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины после обработки ее пропаном.

Варианты: а - 7Ж, б - 8Ж [1 - после обработки; 2 - через 1 мес; 3 - через 3 мес), в - 9Ж (1 - после обработки; 2 - через 10 сут; 3 - через 2 мес)

Эксплуатация скважины после ее обработки в этом случае вызывает определенное увеличение насыщенности кол\ектора жидкостью непосредственно в зоне пласта, занимаемой жидкостным "валом", образовавшимся при нагнетании в скважину пропана (рис. 3.72, в). Однако даже после длительной эксплуатации скважины насыщенность не достигает значений критической насыщенности, и накопление жидкости в этой области пласта происходит из-за выпадения промежуточных и тяжелых углеводородов из фильтрующегося пластового газа. Второй областью конденсации этих углеводородов является область непосредственно у забоя скважины. Повторное накопление конденсата в ней оказывается основной причиной некоторого

снижения продуктивности скважины в ходе ее эксплуатации. В результате обработки скважины ее продуктивность увеличивалась до 25 - 27 тыс. mV(сут • МПа) (при начальных значениях около 10 тыс. mv(cyT • МПа), но уже в течение первых 20 сут эксплуатации интенсивно уменьшалась до 15-18 тыс. mV(сут • МПа). После этого темп уменьшения продуктивности скважины замедляется, и через 4 - 5 мес эксплуатации продуктивность скважины устанавливается на своих постоянных значениях - около 12 тыс. м/(сут • МПа). Обработка скважины пропаном в этом варианте расчетов более эффективна, чем аналогичное воздействие на скважину сухим газом. Продуктивность скважины после длительной эксплуатации в 1,6-1,8 раза превышает начальные (до обработки) значения, в то время как уже через 2 мес после нагнетания в скважину газа продуктивность ее становится близкой к своим начальным значениям.

Достаточно эффективна обработка призабойной зоны скважин пропаном и для варианта 10Ж (смесь № 2). Как и в других вариантах расчетов, в этом случае последовательная закачка в скважину пропана и сухого газа приводит к полной осушке некоторой зоны вокруг скважины с образованием жидкостного "вала" за этой зоной. Последующее расформирование этого "вала" в ходе эксплуатации скважины обусловливается как фильтрацией жидкости в очень ограниченной зоне рядом с жидкостным "валом", так и испарением из жидкости углеводородов в фильтрующийся пластовый газ. На это указывает динамика профиля насыщенности. Насыщенность жидкостью в зоне, занятой "валом", уменьшается от своих исходных значений, превосходящих критические, до значений меньше критических. Это не могло не вызывать фильтрацию жидкости. В то же время конечные значения насыщенности жидкостью коллектора в зоне вала меньше на 6 -8 % значений критической насыщенности. Кроме того, насыщенность за пределами области, занятой "валом" в его исходном положении, практически не изменяется (кроме как непосредственно у скважины). Это все может быть вызвано только испарением углеводородов из жидкости в фильтрующийся пластовый газ.