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. 3.40. Изменение насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины после обработки сухим газом (вариант 8Г):

/ - после обработки; 2 - через 15 сут; 3 - через 40 сут; 4 - через 65 сут

были заданы самые "неблагоприятные" из рассматриваемых фазовые проницаемости №1. Депрессия на скважине изменялась в диапазоне 0,8 - 1,1 МПа, при несколько более низких значениях давления - 13 МПа (что также в некоторой степени изменило характер повторного накопления ретроградной жидкости). Как видно из этого рисунка, накопление конденсата в данном варианте происходит медленнее в 3 раза, чем в аналогичных вариантах № 13 и 16, а максимальные значения конденсатонасыщенности оказываются меньше в 1,2-1,3 раза, чем в этих вариантах.

Относительно короткий срок эксплуатации скважины после ее обработки в расчетных вариантах № 1 - 16 обусловливается в основном не видом фазовых проницаемостей, а принятыми в расчетах термобарическими условиями и составом газоконденсатной смеси (смесь № 1). Среднее пластовое давление в расчетах принималось равным 15 МПа и составляло 70 - 75 % от давления максимальной конденсации газоконденсатной системы. Как уже отмечалось выше, интенсивность повторного накопления ретроградного конденсата у забоя скважины тем меньше, чем ниже пластовое давление относительно давления максимальной конденсации углеводородной системы. Например, для той же смеси, но при средних пластовых давлениях 10 МПа (что составляет 45 -50 % от давления максимальной конденсации) продолжительность эффекта от обработки скважин составляет 5 - 6 мес. Таким образом, эффективность обработки призабойных зон скважин сухим газом во многом определяется именно существующими в пласте термобарическими условиями и начальным составом пластовой углеводородной смеси.

Влияние начального состава пластовой газоконденсатной системы на процесс обработки призабойных зон скважин сухим газом

Для оценки влияния начального состава газоконденсатной смеси на процесс обработки скважины сухим газом были выполнены расчеты по нескольким вариантам - 9Г-13Г (см. табл. 3.7). Из них в вариантах 9Г и ЮГ использовалась смесь №3 (табл. 3.4, 3,5), а в вариантах ИГ-14Г использовались соответственно смеси № 5, 4 и 2. Расчеты по вариантам проводились для разных значений среднего пластового давления, но для значений его ниже значений давления максимальной конденсации смеси.

Результаты расчетов указали на один и тот же качественный характер изменения основных показателей обработки скважин сухим газом для газоконденсатных пластов, содержащих различные по составу газоконденсатные системы. Это видно из представленных на рис. 3.50, а, б, в данных по распределению конденсатонасыщенности коллектора в призабойной

30

20 -

10 -

25 R,M

Рис. 3.50. Изменение насыщенностн коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины после обработки сухнм газом:

а - вариант 9Г: / - после обработки; 2 - через 10 сут; 3 - через 25 сут; 4 - через 110 сут; б - вариант ЮГ: / - после обработки; 2 - через 10 сут; 3 - через 40 сут; 4 - через 80 сут; в - вариант 12Г: / - после обработки; 2 - через 10 сут; 3 - через 2 мес; 4 - через 4 мес

5„ %