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

Таким образом, процесс обработки призабойных зон скважин жидкими углеводородными растворителями в значительной мере зависит от существующих в пласте термобарических условий, а начальный состав пластовой системы влияет на процесс только потому, что им определяется давление максимальной конденсации системы, т.е. уровень пластового давления, выше которого эффективность обработки резко уменьшается. В значительно большей мере от компонентного состава углеводородной смеси зависит обработка призабойных зон скважин в нефтегазоконденсатных пластах.

Обработка призабойных зон скважин

жидкими растворителями

в нефтегазоконденсатных пластах

Процесс обработки призабойных зон скважин в нефтегазоконденсатных пластах жидкими растворителями в большой степени определяется концентрацией наиболее тяжелых компонентов пластовой смеси. При значительном их содержании в пластовой смеси и соответствующих термобарических условиях пласта насыщенность коллектора жидкостью может достигать значений, близких к критическим, или даже превышать их. В этом случае жидкая фаза оказывается подвижной или находится в условиях, близких к началу ее подвижности. Поэтому эксплуатация скважины после закачки в ее призабойную зону жидких углеводородов может сопровождаться двухфазным притоком к скважине жидкости и газа.

Особенности обработки скважин в пластах, содержащих газоконденсатные смеси вместе с равновесной нефтью, могут быть рассмотрены на примере расчета обработки скв. 83 Западно-Соплесского НГКМ. Изучалась обработка скважин пропаном при тех же условиях, что и при обработке скважин газом. На рис. 3.73 показано распределение в призабойной зоне

40

Рис. 3.73. Изменение насыщенностн коллектора жидкостью в призабойной зоне скв. 83 Западно-Соплесского НГКМ после обработки ее пропаном:

/ - после обработки газом; 2 - через 1 мес; 3 - через 2 мес; 4 - через 2,5 мес; 5 - через 3 мес

скважины насыщенности коллектора жидкой фазой после ее обработки пропаном в объеме около 160 т и газом в объеме 300 тыс. м. В ходе нагнетания рабочих агентов происходит формирование "вала" жидких углеводородов, содержащего пропан и пластовую жидкость. Он располагается на расстоянии от 15 до 35 м от скважины, а максимальная насыщенность в нем жидкости составляет 0,75 - 0,77. После пуска скважины в эксплуатацию "вал" жидкости продвигается к скважине. Максимальная насыщенность в нем жидкой фазы постепенно уменьшается до значений, равных средней по пласту насыщенности. "Вал" жидкости достигает скважины за 3 мес, но незначительное увеличение жидкости непосредственно у забоя скважины в зоне радиусом 1-2 м (в области резкого уменьшения давления) начинает проявляться уже через 1 мес после обработки.

Продвижение "вала" жидкости к скважине после ее обработки неизбежно приводит к постепенному уменьшению продуктивности скважины по газу. В рассматриваемом примере продуктивность скважины после ее обработки составляет около 100 тыс. mV(сут • МПа). За 7 -8 сут она понижается до 27-30 тыс. MV(cyT • МПа), а затем постепенно уменьшается к концу четвертого месяца эксплуатации до начальных значений 15 - 18 тыс. mV(сут • МПа). Средняя продуктивность скважины по жидкости 0,08-0,1 т/(сут-МПа) .

С увеличением интенсивности отбора флюидов из пласта после обработки скважины возрастает также и скорость продвижения "вала" жидкости к скважине. Так, при подй,ержании на забое скважины депрессии 4 МПа продуктивность скважины по газу в первые несколько суток после обработки уменьшается от 100 до 22 - 25 тыс. MV(cyT • МПа) и затем снижается до начальных значений за 1,5 мес. Суммарные отборы газа при этом приблизительно равняются отборам при депрессии 2 МПа.

Аналогичные качественные результаты были получены и для случая фильтрации в пластах других углеводородных смесей. Таким образом, обработка жидкими углеводородными растворителями призабойных зон скважин, расположенных в газожидкостных зонах нефтегазоконденсатных залежей, может в ряде случаев привести к кратковременным эффектам.

Влияние компонентного состава жидкого углеводородного растворителя на эффективность процесса обработки

Эффективность обработки призабойных зон газоконденсатных скважин зависит не только от начального состава пластовой углеводородной системы, но и от компонентного состава жидкого углеводородного растворителя, используемого для обработки. В последнее время активно обсуждается возможность использования для обработки призабойных зон скважин стабильного и нестабильного конденсата, отбираемого из пласта данной залежи. Основным достоинством таких углеводородных растворителей является их доступность. Проведенные автором с коллегами исследования показывают, что использование стабильного и нестабильного конденсата для удаления ретроградных углеводородов из призабойных зон газоконденсатных скважин, как правило, неэффективно. Низкая эффективность обработки призабойных зон скважин этими агентами объясняется интенсивным накоплением углеводородной жидкости у забоя скважины вслед за ее обработкой.

Как уже отмечалось выше, повторное накопление ретроградного конденсата у забоя скважины обусловлено особенностями фазового поведения газоконденсатных смесей. Наиболее значительное накопление вызывается поступлением обогащенной газоконденсатной смеси из области пласта с более высокими давлениями (вдали от скважины) в область пониженных давлений у забоя скважины. Вторым фактором, определяющим повторное накопление конденсата, является неравновесность той жидкой фазы, которая осталась в зоне обработки, по отношению к газовой фазе пластовой системы. При фильтрации газоконденсатной смеси к скважине может происходить выпадение промежуточных и тяжелых компонентов в оставшуюся в призабойной зоне жидкость. Даже поверхностный анализ физических явлений, происходящих при воздействии на призабойную зону скважин, показывает, что наличие в нагнетаемом стабильном и нестабильном конденсате фракций С5+ может привести к существенному утяжелению жидкой фазы в образующемся при обработке "жидком вале". Это ухудшает условия повторного накопления жидкости у забоя скважины при эксплуатации ее после обработки.

Для определения возможности использования в качестве жидких углеводородных агентов стабильного и нестабильного конденсата были выполнены соответствующие аналитические исследования для ряда газоконденсатных месторождений России (Западно-Соплесского, Астраханского и Уренгойского), а также проведены промысловые испытания на Западно-Соплесском ГКМ. В качестве примера в данной работе приводятся результаты расчетов и промысловых исследований для скв. 17 Западно-Соплесского НГКМ. Результаты остальных расчетов по различным месторождениям имеют такой же качественный характер.

Результаты промысловых испытаний по повышению производительности СКВ. 17 легким конденсатом, а также обработки ее призабойной зоны сухим углеводородным газом подробно изложены в разд. 5. Для анализа результатов промысловых работ по восстановлению продуктивности СКВ. 17 различными углеводородными растворителями и определения механизма их воздействия на призабойную зону скважины было выполнено математическое моделирование. В расчетах принимались следующие основные параметры пласта: коэффициент абсолютной проницаемости пласта 0,075 мкм, коэффициент пористости 8,5 %, эффективная толщина пласта 28 м. Проводились серии расчетов соответственно для обработки скважины пропаном (с продавкой его сухим газом) и стабильным конденсатом (с продавкой его сухим газом). При этом состав стабильного конденсата, использовавшегося для обработки скважины, задавали исходя из условий сепарации добываемой газоконденсатной смеси.

Расчеты предшествующего периода эксплуатации (до воздействия на нее углеводородными растворителями) указали на накопление конденсата в призабойной зоне (см. рис. 3.74, а) и на возможное за счет этого уменьшение продуктивности скважины до 46 тыс. MV(cyTMna), т.е. почти в 2,5 раза от начального.

Согласно результатам расчетов, обработка призабойной зоны скв. 17 (закачка 180 т пропана с продавкой его сухим газом объемом 400 тыс. м) осушает пласт в призабойной зоне скважины в радиусе 10-11 м вокруг скважины (рис. 3.74, а). На расстоянии от 11 до 25 м образуется жидкостный "вал" (смесь ретроградного конденсата и нагнетаемого пропана) с максимальной насыщенностью пласта жидкостью. Эксплуатация скважины