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. 3.74. Изменение насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скв. 17 Западно-Соплесского НГКМ после ее обработки:

а - пропаном [1 - до обработки; 2 - после обработки; 3 - через 1 мес; 4 - через 6 мес); б - легким конденсатом [1 - после обработки; 2 - через 7 сут; 3 - через 3 мес)

после обработки ее пропаном практически не вызывает изменений в распределении насыщенности даже по истечении 5 - 6 мес. Зона повышенной насыщенности смещается всего на 1 - 2 м в сторону скважины при некотором возрастании в ней значений насыщенности. В результате обработки скважины ее продуктивность увеличивается до 99 тыс. MV(cyTMna), а затем по истечении 6 мес эксплуатации незначительно уменьшается - до 90 тыс. MV(cyTMna).

В отличие от воздействия на призабойную зону скважины пропаном обработка ее стабильным конденсатом (с последующей продавкой его сухим газом) не только не увеличивает продуктивность скважин, но даже может и несколько уменьшить ее. Расчеты для условий скв. 17 Западно-

Соплесского ГКМ показали, что после ее обработки "легким" стабильным конденсатом в объеме 210 м (с продавкой сухим газом объемом 400 тыс. м) полностью "осушенной" оказывается только узкая зона вокруг скважины радиусом около 5 -6 м (рис. 3.74, б). За этой зоной на расстоянии 6 - 30 м от скважины образуется "вал" жидкости с насыщенностью жидкости, значительно превышающей ее средние по пласту значения. Анализ компонентного состава жидкой и газовой фаз в этой зоне позволяет установить следующий характер распределения в ней углеводородов. При нагнетании в скважину углеводородных растворителей вокруг скважины возникают два фронта вытеснения. На границе "ретроградный конденсат - стабильный конденсат" отмечается многоконтактное смешивающееся вытеснение газоконденсатной смеси стабильным конденсатом с конденсацией промежуточных углеводородов из пластового газа в жидкость. На границе "стабильный конденсат - сухой газ" вытеснение стабильного конденсата происходит в режиме многоконтактного смешивающегося вытеснения с испарением промежуточных компонентов в сухой газ. По сравнению с вариантом обработки скважины пропаном, условия смешения углеводородной жидкости и газа ухудшаются, а следовательно, более значительной по размерам оказывается зона с высоким насыщением коллектора жидкостью. Усиливается неравномерность распределения фракций углеводородов С5+ по пласту: легкие фракции углеводородов С5+ переносятся дальше от скважины, чем тяжелые фракции, а последние оказываются преобладающими в жидкостном "вале".

Неравномерное распределение различных фракций углеводородов С5+ вокруг скважины интенсифицирует повторное накопление жидкости у забоя скважины с началом отбора из нее газа. В начальный момент отбора газа в зоне пласта с высокой насыщенностью жидкостью развивается двухфазная фильтрация. В то же время перенос значительного объема промежуточных компонентов происходит в газовой фазе. Поэтому отмечается постепенное накопление ретроградной жидкости непосредственно у забоя скважины, т.е. в области наиболее резкого изменения давления. Кроме того, образуется еще один максимум насыщенности на некотором удалении от скважины на границе осушенной зоны пласта и жидкостного вала, т.е. в области пласта, содержащей жидкость, наиболее неравновесную к пластовому газу.

Подтягивание к скважине зоны высокой насыщенности, как и повторное накопление конденсата непосредственно у скважины, приводит к увеличению фильтрационного сопротивления и уменьшению продуктивности скважины. Увеличение фильтрационных сопротивлений дополнительно происходит вследствие прироста объема жидких углеводородов в призабойной зоне за счет той части закачанного стабильного конденсата, которая не испарилась в отбираемый из скважины пластовый газ. В результате этого в расчетах продуктивность скважины после ее обработки увеличилась всего до 66 тыс. м/(сутМПа) и довольно быстро уменьшилась затем по истечении 3 мес до 44 тыс. MV(cyT-Mna).

Обработка скв. 17 Западно-Соплесского НГКМ конденсатом не является единичным случаем в практике газодобычи. Имеется опыт обработки легким конденсатом ранее простаивавшей скважины W месторождения Contest! (Румыния). Обработка этой скважины оказалась более успешной, чем СКВ. 17 Западный Соплесск. Тем не менее скважина эксплуатировалась после воздействия всего около месяца, причем с постепенным возрастани-

ем дебита в течение первых 2 недель и понижением его в течение еще 2 недель. Оценочные расчеты показывают, что обработка призабойной зоны скважины W-Contest! пропаном или ШФЛУ позволяла увеличить продолжительность эксплуатации скважины как минимум втрое.

Таким образом, исследования показывают, что для повышения продуктивности газоконденсатных скважин с успехом могут использоваться жидкие углеводородные растворители на пропан-бутановой основе (пропан, бутан или их смесь). Применение для обработки призабойных зон скважин стабильного и нестабильного конденсата неэффективно по ряду причин. В их числе следует указать: "осушку" недостаточно значительной по размерам зоны вокруг скважины (вследствие ухудшения условий оттеснения углеводородной жидкости сухим газом), а также увеличение объема углеводородной жидкости у забоя скважины и интенсивное в ней повторное накопление жидкости у забоя скважин (за счет закачки в составе конденсата дополнительного объема фракций углеводородов С5+).

3.5.2

Промысловый ОПЫТ обработки газоконденсатных скважин ЖИДКИМИ углеводородными растворителями

к настоящему времени обработка призабойной зоны скважин газовыми агентами уже апробирована как метод повышения продуктивности газоконденсатных скважин на ряде месторождений. Промысловые эксперименты по обработке призабойных зон скважин широкой фракцией легких углеводородов проводились на Вуктыльском НГКМ (Республика Коми). Имеется также опыт обработки жидкими углеводородными растворителями прискважинной зоны пласта на месторождении Contesti (Румыния).

Результаты обработки призабойных зон скважин на Вуктыльском ГКМ

Работы по повышению продуктивности скважин Вуктыльского ГКМ выполнялись группой специалистов д/п "Севергазпром" ОАО "Газпром", СеверНИПИгаза и ВНИИГАЗа. К настоящему времени уже обработано около 20 скважин и в подавляющем большинстве случаев получены положительные результаты. В качестве примера воздействия на призабойную зону скважин можно привести результаты обработок некоторых скважин.

Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение имеет сложное строение. В процессе разработки залежи было подтверждено наличие неравномерно развитой подгазовой нефтяной оторочки, которая хорошо развита на периклиналях и восточном крыле складки. В ядре складки отмечается наличие зоны смешанного флюидонасыщения (нефть, газ и вода) - "переходная зона". В настоящее время фонд эксплуатационных скважин на залежи составляет более 150 скважин.

В ходе разработки залежи по отдельным скважинам отмечалось снижение их продуктивности. В качестве основных причин снижения продуктивности скважин были определены высокая начальная насыщенность