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

зоне скважины после ее обработки сухим газом. Как видно из этих рисунков, обработка скважин сухим газом приводит к уменьшению насыщенности жидкостью в призабойной зоне скважины. Для всех рассматриваемых вариантов (с различными по составу смесями) после обработки скважины у ее забоя образовалось несколько областей с различным насыщением коллектора жидкостью:

полностью осушенная область с насыщенностью жидкостью, равной нулю;

зона, в которой насыщенность изменялась от нуля до средних по пласту значений;

область с насыщенностью, равной средней по пласту.

Для всех рассматриваемых вариантов (при данных значениях пластовых давлений и температур) осушка призабойной зоны скважины происходила вследствие испарения углеводородов из жидкости в нагнетаемый сухой газ и выноса их этим газом за пределы призабойной зоны. Интенсивность испарения промежуточных и тяжелых компонентов ретроградной жидкости в сухой газ определяется текущим составом жидкости (а следовательно, и начальным составом газоконденсатной смеси), а также термобарическими условиями. Поэтому для рассматриваемых вариантов оказались различными размеры описанных выше характерных областей распределения конденсата у забоя скважины.

Для вариантов 9Г-ИГ при одних и тех же значениях параметра 0/{тН) распределение насыщенности после обработки скважины было одинаковым вследствие того, что в вариантах 9Г-ЮГ использовалась одна и та же смесь № 3 (см. рис. 3.50, а, б), а в варианте ИГ - близкая к ней по свойствам смесь № 5. В варианте 12Г (смесь № 4) в результате нагнетания газа была осушена более значительная по размерам зона вокруг скважины вследствие лучшего испарения в нагнетаемый газ углеводородов из ретроградной жидкости (см. рис. 3.50, в). Напротив, меньшая по размерам зона слабо осушалась в варианте 13Г (смесь № 2) из-за худшего испарения.

Состав пластовых газоконденсатных смесей оказывал определенное влияние на осушку призабойной зоны скважины не только в ходе ее обработки, но и повторном накоплении в ней конденсата. При близких по свойствам пластовых системах показатели эксплуатации скважины практически не отличались друг от друга при одинаковых прочих условиях. Это видно из рис. 3.50 (а -в), на которых показано изменение во времени распределения насыщенности коллектора в призабойной зоне скважины в ходе ее эксплуатации уже после обработки. Так, в расчетных вариантах 9Г и ЮГ, в которых использовались разные фазовые проницаемости, но одна и та же газоконденсатная смесь № 3, отмечались существенные различия в динамике конденсатонасыщенности. В то же время для вариантов ЮГ и ИГ оказались практически одинаковыми профили насыщенности, несмотря на то что в них использовались различные, хотя и близкие по свойствам смеси № 3 и 5 (коллекторские свойства пластов задавались полностью одинаковыми).

Для оценки влияния состава газоконденсатной смеси на рассматриваемые процессы интересно сопоставить результаты расчетов по вариантам 9Г и 12Г. В этих вариантах задавались одни и те же коллекторские свойства пластов (в частности, фазовые проницаемости (1П), но различные составы смеси - № 3 и 4. Для этих вариантов характерно довольно хорошее не только качественное, но и количественное совпадение профилей насыщен-

ности призабойной зоны скважины (см. рис. 3.50, а, б, в). Таким образом, для пластовых давлений, достаточно низких относительно давлений максимальной конденсации, влияние состава пластовых газоконденсатных систем может оказаться менее существенным, чем влияние коллекторских свойств и померживаемьпс на скважине условий (депрессий или темпов отбора пластового газа).

Для всех рассматриваемых вариантов (9Г - 12Г) характерным оказалось наличие двух областей повторного накопления конденсата: области, расположенной непосредственно у забоя скважины, и области на границе полностью осушенной зоны пласта с остальной его частью. Наличие двух этих центров повторного накопления ретроградного конденсата вполне объясняется проявлением указанных уже факторов. Накопление конденсата непосредственно у забоя скважины обусловлено наиболее резким изменением давления в этой области, а соответственно и наиболее значительным изменением свойств притекающей к забою пластовой газоконденсатной смеси. Повторное накопление на контакте полностью осушенной зоны и остальной части пласта объясняется содержанием в этой зоне самых тяжелых углеводородных компонентов (которые не испарились сухим газом). Поэтому жидкая углеводородная фаза в этой зоне оказывается наиболее неравновесной к пластовой газоконденсатной смеси и при взаимодействии с ней наиболее интенсивно выпадает из газа конденсат. Аналогичный процесс отмечается в варианте 13Г (смесь № 2). В этом варианте также формируются две зоны накопления конденсата, которые затем смыкаются в одну общую зону.

Таким образом, анализируя результаты проведенных исследований, можно сделать вывод, что процесс обработки призабойных зон газоконденсатных скважин сухим газом в значительной мере зависит от существующих в пласте термобарических условий, коллекторских свойств пласта (в первую очередь абсолютной и относительной фазовых проницаемостей), а также интенсивности отбора пластового газа после обработки скважины (или депрессий на забое скважины). В области пластовых давлений меньших значений (0,70 - 0,75 от давлений максимальной конденсации пластовой газоконденсатной смеси) состав пластовой газоконденсатной системы оказывает меньшее влияние, чем все указанные факторы. Следовательно, коллекторские свойства и состав пластовой системы не являются ограничивающими факторами с точки зрения эффективности обработки газоконденсатных скважин сухим газом.

В то же время в продуктивных коллекторах многих газоконденсатных и особенно нефтегазоконденсатных месторождений могут присутствовать рассеянные жидкие углеводороды. Кроме того, в разрезе этих месторождений встречаются зоны с различным фазовым состоянием углеводородной смеси (могут присутствовать нефтяные оторочки). Наличие в пласте вместе с конденсатом равновесной к нему нефти в значительной мере может ухудшить условия эксплуатации газоконденсатных скважин по нескольким причинам. Во-первых, более тяжелые углеводородные компоненты способны переноситься в газовой фазе из областей с более высоким давлением и конденсироваться в непосредственной близости от скважин. Во-вторых, при определенных условиях в пласте может присутствовать подвижная углеводородная жидкость. Все это неизбежно изменяет условия накопления ретроградного конденсата у забоя скважины и влияет на эффективность обработки призабойной зоны скважины сухим газом.

Обработка призабойных зон скважин сухим газом

в пластах, содержащих газоконденсатные смеси вместе

С равновесной нефтью

Проблема обработки призабойных зон скважин сухим газом в нефтегазоконденсатных пластах исследовалась автором, А.Н. Шандрыгиным, Н.А. Гужевым и Б.В. Макеевым с помощью математического моделирования притока углеводородной смеси к скважине в однородных коллекторах. В качестве примеров рассматривались скважины Западно-Соплесского НГКМ, расположенные в переходной "газожидкостной" зоне месторождения (зоне с высокой начальной насыщенностью углеводородной жидкостью). В расчетах задавались различные значения содержания газоконденсатной системы и равновесной к ней нефти в начальной пластовой углеводородной смеси. Компонентный состав этой системы определяли путем соответствующих термодинамических расчетов равновесия в начальных пластовых условиях газоконденсатной смеси (смесь № 1, см. табл. 3.4 - 3.5) и более тяжелой углеводородной жидкости (нефти) Западно-Соплесского НГКМ. Рассматривались различные по содержанию равновесной нефти составы углеводородных систем: с содержанием нефти 25, 50 и 75 %.

Проведенные исследования показывают, что обработка скважин переходных нефтегазоконденсатных областей залежи дает лишь кратковременный эффект увеличения дебита скважин. В результате обработки приза-

""""птп-гпт

Рис. 3iil. Изменение иасьпцениостн коллектора жидкостью в призабойной зоне скв. 83 Западно-Соплесского НГКМ после обработки сухнм газом:

/ - после обработки; 2 - через 7 сут; 3 - через 21 сут