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

пласта на данном участке жидкой углеводородной фазой (рассеянные жидкие углеводороды - РЖУ типа остаточной нефти) либо блокирование призабойной зоны выпавшим углеводородным конденсатом. Поэтому первоочередными объектами для воздействия были выбраны скважины на крыльях структуры, где продуктивность скважин снижалась вследствие проявления обеих указанных причин. Технология обработки призабойной зоны скважины жидкими углеводородными растворителями в опытно-промышленном масштабе внедрялась с 1985 г. Апробация ее осуществлялась на скважинах, включаемых в несколько групп объектов воздействия:

I группа - скважины, расположенные на периферии структуры, где поровое пространство коллектора характеризуется повышенной насыщенностью жидкой углеводородной фазой (РЖУ типа остаточной нефти);

II группа - скважины, расположенные на склонах структуры, где содержится выпавший конденсат и некоторое количество РЖУ;

III группа - скважины купольных участков структуры, где пласт насыщен в основном только выпавшим конденсатом.

Под обработку сотрудниками ВНИИГАЗа совместно с СеверНИПИга-зом и по согласованию с д/п "Севергазпром" были намечены скв. 177, 188 (I группа), 132 (II группа), 126, 154 (III группа). Анализ результатов газодинамических исследований, проведенный в 1987 г. Е.М. Гурленовым, показал, что прискважинная зона большинства из этих скважин имеет ухудшенные фильтрационные свойства по сравнению с удаленной от скважин зоной пласта. Все эти скважины подключены к УКПГ-З и эксплуатируют продуктивные объекты в московских и серпуховских отложениях (средний и нижний карбон). Несколько ранее технология воздействия на прискважинную зону пласта была испытана на скв. 26 месторождения. В ходе обработки скважин проводился оперативный контроль за параметрами работы скважин после пуска, а также газоконденсатные исследования. Они осуществлялись сотрудниками ЦНИПРа Вуктыльского ГПУ и СеверНИПИгаза.

Обработка скважины № 126

Скв. 126 расположена в районе УКПГ-З и занимает на структуре промежуточное положение между сводовой частью и восточным крылом. Скважиной вскрыт практически весь продуктивный разрез от I до VI литолого-коллекторской пачки. Газоотдающие интервалы приурочены к коллекторам III пачки (2841-2851 м, московские отложения) и V пачки (3047 - 3053 и 3095 - 3105 м, серпуховские и веневские отложения). Незначительный приток газа отмечается также из отложений VI пачки с глубины 3242 - 3245 м.

Обработка скв. 126 углеводородными растворителями проводилась не впервые: в 1984 г. призабойная зона была обработана путем закачки 3,4 млн. м газов выветривания, в 1985 г. - ШФЛУ (565 т) с продавкой газом сепарации (1,14 млн. м). Обе эти обработки заметного эффекта не принесли (подробный анализ результатов обработок представлен в материалах СеверНИПИгаза).

В 1988 г. обработка призабойной зоны была выполнена ЦНИПРом Вуктыльского ГПУ в период с 23 июня по 24 июля. Всего по утвержденному регламенту предусматривалось закачать: ШФЛУ - 2900 т, сухого газа для продавки - 4,060 млн. м. Фактическое количество закачанных агентов составило: ШФЛУ - 3970 т, сухого газа - 4167 тыс. м. Такие значительные объемы агентов задавались с учетом высоких значений толщины плас-

та в районе скважины. Суммарная эффективная толщина пласта составляла 116 м при общей вскрытой толщине 242 м. В то же время окончательная интерпретация материала в партии МИТИС указывала на суммарную толщину газоотдающих интервалов всего 29 м и, таким образом, обработка зоны фильтрации получилась существенно более глубокой, чем предусматривалось регламентом. Перед обработкой призабойной зоны был выполнен полный комплекс исследовательских работ. Глубинные исследования в скважине производили с использованием опытного образца комплексного прибора БДС (аппаратура "Глубина-2"), что позволило получить качественные данные об исходной характеристике скважины.

Динамика основных параметров работы скважины до и после обработки призабойной зоны приведена на рис. 3.75 - 3.76. Анализ промысло-

Я. г/м

=л 5 -

- 40

Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь t, месяцы

0.75

S0,25

-*-4

Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь

t, месяцы

Рис. 3.75. Динамика основных показателей эксплуатации скв. 126 - Бук тыл до и после обработки ее призабойной зоны:

а - параметр kh/\i и конденсатогазовый фактор q: б - плотность р, и молекулярная масса Af, конденсата, содержание компонентов С3 -С4

50 100 150

Дебшп газоконденсатной смеси, тыс. м/сут

Рис. 3.76. Изменение продуктивности скв. 126 - Вуктыл в 1988 г. после обработки ее призабойной зоны:

/ - май; II - сентябрь; III - ноябрь; 1-3 - номера циклов исследований

ВЫХ данных оперативного контроля за основными параметрами отбираемой из скважины продукции показывает, что отработка скважины от сухого газа, закачанного в ходе продавки ШФЛУ, продолжалась не менее месяца после пуска скважины в работу. На это указывают динамика конденсатогазового фактора (рис. 3.75, а), а также молекулярной массы конденсата и содержание в продукции углеводородов Сз 4 (рис. 3.75, б). Скважина работала с несколько меньшим содержанием конденсата по сравнению с исходным (до обработки). Свойства конденсата (плотность и молекулярная масса) наблюдались практически на уровне исходных значений. В то же время уменьшилось содержание пропан-бутановой фракции. Поступления закачанной ШФЛУ из призабойной зоны не наблюдалось. Контрольные исследования в сентябре 1988 г. показали, что скважина работает с повышенной продуктивностью (отмечался прирост дебита в 14 тыс. м/сут) и несколько меньшим содержанием конденсата по сравнению с исходным. Газоконденсатные исследования, проведенные 09.11.88 г., показали почти аналогичные результаты, за исключением более высокой плотности конденсата.

После воздействия на скважину наблюдалось увеличение газопровод-ности (параметра АЛ/ц.) в 1,3 раза (см. рис. 3.75, а). В ходе отработки скважины отмечалось постепенное ее уменьшение. Тем не менее газопро-водность оставалась выше, чем до обработки скважины. Выше оказалась и продуктивность скважины (сопоставление результатов газодинамических исследований на различные даты, рис. 3.76). В дальнейшем происходило увеличение продуктивности скважины и, по данным исследований, проведенных в мае 1989 г., отмечались существенные изменения фильтрационных коэффициентов: коэффициент А уменьшился втрое, коэффициент В увеличился на порядок.