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

12 -

50 100 150 200

Дебит газоконденсатной смеси, тыс. м/сут

Рис. 3.79. Изменение продуктивности скв. 154 - Вуктыл после обработки ее призабойной зоны:

i - до обработки,- 2 - после обработки (апрель 1988 г.); 3 - после обработки (август 1988 г.)

200 300

тыс. м/сут

Рис. 3.80. Результаты гидродниамических исследований скв. 26 - Вуктыл до (Л и после {щ обработки ее призабойной зоны: 1-6 - номера измерений

ботка скважины после воздействия происходила в два этапа. Первый этап продолжался около 2 мес с момента пуска в работу до середины апреля. Контрольные исследования в апреле показали, что продуктивность скважины заметно снизилась (рис. 3.79). Уменьшение дебита газа составило 46 тыс. м/сут (т.е. 20 % от исходного). Одновременно понизилось содержание конденсата (до 36 г/м). Данное явление объяснялось (согласно данным СеверНИПИгаза) тем, что часть вскрытых интервалов IV-V пачек,

расположенных ниже основных газоотдающих, тоже отдавала газ. В результате закачки ШФЛУ эта часть интервалов оказалась блокированной, поскольку перед подачей ШФЛУ в скважину было закачано 12 метанола для снижения устьевых давлений.

Дальнейшие наблюдения за характером работы скважины показали, что ее продуктивная характеристика постоянно восстанавливалась с одновременным ростом содержания конденсата и дополнительным поступлением пропан-бутановых компонентов (см. рис. 3.78, а и б). Уже в апреле 1988 г. при проведении контрольных исследований на термокривых стала отмечаться работа интервалов 2712 - 2730 и 2866-2930 м. Таким образом, на втором этапе отработки отмечалось подключение тех интервалов пласта, которые, по всей видимости, стали более интенсивно очищаться от закачанных агентов. Контрольные исследования 22.08.88 - 26.08.88 свидетельствовали о восстановлении продуктивности до исходного уровня. Тем не менее дальнейшего улучшения продуктивности скважины не отмечалось. Отсутствие эффекта от обработки призабойной зоны скв. 154 объяснялось, вероятнее всего, тем, что в ходе воздействия произошло блокирование части продуктивного разреза жидкостью, имевшейся на забое скважины до проведения обработки.

Обработка скважины № 188

Скв. 188 расположена севернее скв. 177 на восточном склоне средней части структуры. Газоотдающие интервалы отбивались на глубинах 3112 - 3126, 3156 - 3157, 3186 - 3190 м и составляли в сумме 70 м. По данным исследований, в июне 1988 г. при дебите 94 тыс. м/сут коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В равнялись соответственно 0,146 МПа- сут/тыс. м и 9,33-10"* (МПа - сут/тыс. м)1

Обработку скважины проводили в августе 1988 г. После воздействия и пуска в эксплуатацию скважина в течение 2 мес увеличивала продуктивность с достаточно высоким темпом и сохранила ее до июня 1989 г. В среднем в этот период эксплуатации скважины продуктивность ее как по газу, так и по конденсату в 1,15-1,2 раза превосходила аналогичные значения до обработки скважины. Хотя и с меньшим темпом, но тенденция к увеличению дебитов сохранялась и в последующем, несмотря на уменьшение суммарной толщины работающих интервалов из-за блокирования метанолом (который подали в скважину при ее подготовке к обработке). После обработки скважины вплоть до июня 1989 г. в ее продукции отмечалось повышенное содержание пропана и бутанов. Содержание С5+ сначала заметно уменьшилось, но уже приблизительно через месяц вновь достигло фоновых значений (41 г/м ) и в дальнейшем постепенно возрастало до 45 - 50 г/м (июнь 1989 г.). Плотность и молярная масса дебутанизированного конденсата в течение этого периода времени изменялись с колебаниями вокруг фоновых значений, несколько превышая в среднем эти значения.

За 10 мес после обработки по скважине получена дополнительная добыча газа 1,4 млн. м и конденсата 64 т, а также извлечено 518 т ШФЛУ (28 % от закачанного количества).

Обработка скважины № 132

Скв. 132 расположена в при сводовой части залежи и занимает на структуре положение, среднее между скв. 177 и 188 с одной стороны и скв. 154 и

126 - с другой. Характеризуется малой дебитностью. Замеренные перед обработкой коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В равнялись соответственно 0,266 МПа- сут/тыс. ми 1,732 10" (МПа - сут/тыс. м) Газоотдающие интервалы отбивались на глубинах 3147 - 3194 и 3203 - 3223 м.

Скважина после обработки в феврале 1989 г. проявила динамику продуктивности и основных параметров продукции, типичную для подвергнутых локальному воздействию скважин. В первые два месяца шла отработка скважины от газа продавливания, затем появились признаки ШФЛУ в продукции. Продуктивность скважины и основные параметры продукции в этот период времени были близки к фоновым значениям. К июню 1989 г. наметилось увеличение продуктивности: по данным исследований 05.06.89 - 08.06.89 увеличение в дебите составляло 11 тыс. м/сут, или приблизительно 10 % от дебита скважины до обработки.

За счет обработки по скважине за 15 мес (на июнь 1989 г.) дополнительно было извлечено 580 тыс. м газа. Прироста в добыче конденсата не отмечалось.

Обработка скважины № 26

Скв. 26 расположена на южной периклинали месторождения и была пущена в эксплуатацию в 1973 г. Эксплуатационный горизонт - средний карбон, продуктивные отложения которого сложены плотными, крепкими известняками, глинистыми известняками и доломитами с прослоями глин. Пористость продуктивной толщи пласта колеблется в пределах 8 - 24 %, проницаемость (0,012-1,512)10" м, карбонатность 5,1-99,2 %. Тип коллектора - трещиновато-поровый.

На Вуктыльском газоконденсатном месторождении обработка призабойной зоны эксплуатационных скважин углеводородными растворителями была впервые проведена именно на скв. 26 [49]. Работы были начаты в 1983 г. и в качестве углеводородного растворителя использовался обогащенный газ. Для осуществления воздействия на промысел была доставлена ШФЛУ, которая накапливалась в шлейфах, метанолопроводах и разделительных емкостях. Для приготовления обогащенного газа заданного состава - 50 % С, и 50 % Cj -С4 - и подачи его в скв. 26 использовался газ другой скважины, вскрывшей отложения нижнего карбона с повышенным пластовым давлением.

С целью уточнения продуктивной характеристики перед закачкой углеводородного растворителя были проведены газодинамические исследования скважины на стационарных режимах, а также газоконденсатные исследования, показавшие, что содержание компонентов С5+ в пластовом газе составляет 62 г/м при пластовом давлении 10,9 МПа.

В СКВ. 26 было закачано за 3 сут 250 тыс. м обогащенного газа, для получения которого использовалось 170 т ШФЛУ. Такое количество обогащенного газа позволило охватить зону радиусом 15 - 20 м. По завершении закачки скважина была остановлена на 20 сут, после чего был начат отбор продукции. В начальный период отбора был проведен комплекс газодинамических исследований скважины. Контроль состава продукции проводили непрерывно в течение первых семи суток отбора и продолжали с периодичностью один раз в месяц в последующий период отбора.

Изменение продуктивности скважины по мере отработки призабой-