Повышение конденсатоотдачи при эксплуатации скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовой проект

по теме:

«Повышение конденсатоотдачи при эксплуатации скважин»

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

1 ПРИЧИНЫ СНИЖЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН

2 ВЛИЯНИЕ НАКОПЛЕНИЯ РЕТРОГРАДНОГО КОНДЕНСАТА В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ НА ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИНЫ. ЯВЛЕНИЕ ДИНАМИЧЕСКОЙ КОНДЕНСАЦИИ

3 ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН СУХИМ ГАЗОМ

3.1 ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН НЕУГЛЕВОДОРОДНЫМИ ГАЗАМИ

4 ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН СУХИМ ГАЗОМ

4.1 ВЫБОР ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН ДЛЯ ОБРАБОТКИ

4.2 ОБЪЕМ НАГНЕТАЕМЫХ АГЕНТОВ. ДАВЛЕНИЕ И ТЕМПЫ НАГНЕТАНИЯ

5 ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН ЖИДКИМИ УГЛЕВОДОРОДНЫМИ РАСТВОРИТЕЛЯМИ

6 ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ВНУТРИКОНТУРНЫМ ЗАВОДНЕНИЕМ

7 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ.ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ КЛАССИФИКАЦИИ ДЛЯ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ СВОЙСТВ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ

7.1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫХОДА КОНДЕНСАТА ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ СЕПАРАЦИИ

7.2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ ГАЗА СЕПАРАЦИИ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ СЕПАРАЦИИ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Опыт разработки газоконденсатных месторождений указывает на существенное изменение продуктивности скважин в процессе эксплуатации месторождений. В практике нефтегазодобычи понятие продуктивности скважин в общем случае включает в себя характеристику добывных возможностей скважин, связанных как с коллекторскими свойствами продуктивных горизонтов, вскрытых скважиной, так и с ее техническим состоянием. Зачастую вместо этого термина используют аналогичный - производительность скважин. Более узкое понятие продуктивности скважин обычно определяют интенсивностью отбора скважиной пластовых флюидов при создании на ее забое определенных условий. В этом случае продуктивность скважин количественно характеризуется коэффициентами продуктивности, которые представляются в виде отношения дебитов скважин и соответствующей им разности пластового и забойного давлений (депрессии на забое скважин) или, для газовых скважин, разности квадратов этих давлений. Несмотря на то, что в ходе эксплуатации газоконденсатных месторождений коэффициенты продуктивности скважин иногда изменяются в сторону их увеличения, в подавляющем большинстве случаев разработка месторождений сопровождается значительным уменьшением коэффициентов продуктивности. Снижение продуктивности скважин вызывает не только целый комплекс проблем при их эксплуатации, но и значительные осложнения в управлении разработкой залежей и в конечном счете снижение технико-экономических показателей этого процесса. И, наконец, уменьшение продуктивности газоконденсатных скважин зачастую является одной из основных причин их полной остановки и вывода из эксплуатации.

1 ПРИЧИНЫ СНИЖЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН

Снижение продуктивности скважин в процессе разработки газоконденсатных месторождений связано с проявлением различных геолого-промысловых факторов. Основными из них являются:

изменение состояния призабойных зон этих скважин (ПЗС), а именно ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллектора в этой области пласта;

осложнение в эксплуатации скважин из-за ухудшения технического состояния ствола скважин;

накопление жидкости в стволе скважины из-за изменения фазового состояния углеводородной смеси или прорыва к скважине воды.

Проявление каждого из перечисленных факторов может быть обусловлено различными физико-химическими процессами, происходящими в пласте и в скважине. Различными оказываются и последствия от их воздействия. Наиболее значительное изменение продуктивности вызывают изменения состояния призабойных (прискважинных) зон пласта. Проблеме снижения продуктивности скважин из-за изменения фильтрационных параметров коллектора в призабойной зоне скважин следует уделять особое внимание.

Прискважинные зоны - это особая часть пласта, не только определяющая дебиты скважин, но и во многом влияющая в целом на извлечение из залежи газа и конденсата. В зоне нескольких метров вокруг скважины возникают основные фильтрационные сопротивления при притоке к ней флюидов. Поэтому даже незначительное ухудшение фильтрационных свойств коллектора в этой зоне сопровождается существенным уменьшением продуктивности скважин. Фильтрационные процессы в прискважинной зоне осложняются проявляющимися в этой области пласта различными локальными эффектами, связанными с особенностями распределения полей давления, температуры, напряжений и насыщенности коллектора жидкостью и газом.

Ухудшение фильтрационных свойств пласта в призабойной зоне скважин может происходить за счет снижения как абсолютной, так и относительной фазовой проницаемости коллектора. Абсолютная проницаемость коллектора в прискважинной зоне пласта может уменьшаться за счет закупоривания порового пространства глинистым раствором и его фильтратом, а также частицами других веществ, осаждающихся у забоя скважин. Уменьшение абсолютной проницаемости коллектора связано также с различными деформационными процессами и разрушением породы.

Существует несколько причин уменьшения относительной фазовой проницаемости коллектора в призабойной зоне скважин для фильтрующихся жидкостей и газов. Изменение фазовой проницаемости для газа и углеводородной жидкости (конденсата) происходит за счет увеличения водонасыщенности коллектора вследствие проникновения фильтрата бурового раствора и обводнения пласта. Немаловажное влияние на фазовые проницаемости коллектора оказывает изменение характеристик смачивания породы под действием инфильтрата бурового раствора (как на водной, так и на углеводородной основе), а также адсорбция смол и асфальтенов из фильтрующейся газоконденсатной (нефтегазоконденсатной) смеси. Все эти причины изменения фазовой проницаемости коллектора так или иначе входят в понятие скин-эффекта. В то же время основной фактор уменьшения фазовой проницаемости коллектора у забоя газоконденсатной скважины, каким является накопление в этой зоне ретроградного конденсата, как правило, не включается в определение одной из составляющих скин-эффекта. Как показывают результаты многочисленных исследований, накопление ретроградного конденсата в призабойной зоне скважин может явиться фактором, вполне сопоставимым по воздействию на продуктивность скважин с другими факторами, обусловливающими скин-эффект. Поэтому проблеме влияния процесса накопления ретроградного конденсата на продуктивность газоконденсатных скважин следует уделять не меньшее внимание, чем другим формам ухудшения фильтрационных свойств пласта у забоя скважин. Более того, из-за многообразия проявления процессов, происходящих в призабойных зонах газоконденсатных скважин, очень важна детальная оценка причин ухудшения их продуктивности. Среди факторов, определяющих продуктивность скважин, особую роль, несомненно, играет состояние прискважинных зон пласта.

2 ВЛИЯНИЕ НАКОПЛЕНИЯ РЕТРОГРАДНОГО КОНДЕНСАТА В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ НА ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИНЫ. ЯВЛЕНИЕ ДИНАМИЧЕСКОЙ КОНДЕНСАЦИИ

Отличительной особенностью эксплуатации скважин газоконденсатных месторождений, безусловно, является снижение продуктивности их из-за накопления ретроградного конденсата у забоя скважин. Этот процесс вызывает увеличение насыщенности коллектора ретроградной углеводородной жидкостью и соответственно уменьшение фазовой проницаемости коллектора для газа. Процесс накопления конденсата в призабойных зонах скважин обусловливается особенностями фазового поведения природных газоконденсатных систем.

Проблема накопления ретроградного конденсата в призабойной зоне скважин в последнее время вызывает повышенный интерес, поскольку она тесным образом связана с изменением продуктивности скважин. Изучению механизма накопления конденсата у забоя скважины посвящены работы З.С. Алиева, В.Л. Вдовенко, А.И. Гриценко, Н.А. Гужова, Е.М. Гурленова, Ю.П. Коротае-ва, Б.В. Макеева, А.Х. Мирзаджанзаде, В.А. Николаева, В.Н. Николаевского, М.Б. Панфилова, М.А. Пешкина, В.Г. Подюка, Б.Е. Сомова, P.M. Tep-Саркисова, А.В. Федосеева, А.Н. Шандрыгина, R.A. Alexander, W. Boom, J.G. Maas, Mc. Caln, S. Oedal, A.M. Schulte, K. Wit, H.C. Weeda, J.P.W. Zee-lenberg. Исследования этих авторов позволяют представить накопление ретроградного конденсата у забоя скважины как процесс так называемой динамической конденсации. Упрощенно "динамическую конденсацию" можно описать следующим образом.

Известно, что условия накопления ретроградного конденсата в целом по всему пласту и в непосредственной близости от эксплуатационных скважин неодинаковы из-за резкого изменения термобарических условий у забоев скважин. Таким образом, по характеру накопления ретроградного конденсата в пористой среде пласта в нем можно выделить две области: область "статической" конденсации, расположенную вдали от скважины, и область "динамической" конденсации, находящуюся непосредственно у скважины (рис. 1).

Выделение ретроградного конденсата в области "статической" конденсации описывается процессом дифференциальной конденсации и зависит только от давления и состава исходной смеси. Накопление ретроградного конденсата в области "динамической" конденсации зависит как от фазового состояния углеводородной системы, так и от массопереноса углеводородов.

Процесс "динамического" накопления конденсата развивается следующим образом. После прохождения фильтрующегося пластового газа через точку пласта с давлением ниже давления начала конденсации в пористой среде выпадает конденсат. В области высоких градиентов давления выпавшая жидкость может быть неподвижной (в случае насыщенности ее ниже критической) или фильтруется со скоростью, меньшей, чем скорость фильтрующегося газа.

Из всех новых порций пластового газа, проходящего через эту точку пласта, выделяется ретроградный конденсат, который не успевает фильтроваться вместе с газом к скважине, и, таким образом, идет накопление жидкости. Повышение насыщенности жидкой фазой влечет за собой увеличение скорости ее фильтрации. Этот процесс происходит до тех пор, пока не установится динамическое равновесие, при котором скорость выпадения конденсата становится равной скорости его оттока к скважине. В результате насыщенность пористой среды жидкостью в этой зоне пласта может значительно превышать среднее значение насыщенности по пласту в целом.



Рис. 1. Схема "динамической" конденсации газоконденсатной смеси в призабойной зоне скважины

3 ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН СУХИМ ГАЗОМ

По данным теоретических и экспериментальных исследований основными факторами, уменьшающими насыщенность пласта жидкостью при нагнетании в скважину сухого газа, являются испарение промежуточных и тяжелых компонентов из жидкости в нагнетаемый газ и вынос в нем этих компонентов за пределы призабойной зоны. При этом в небольшой зоне вокруг скважины может происходить также вытеснение ретроградного конденсата газом. В результате обработки конденсат удаляется в радиусе нескольких метров от скважины -- из зоны повышенного газогидродинамического сопротивления потоку, вследствие чего восстанавливается продуктивность газоконденсатной скважины. На границах призабойной зоны образуется зона неподвижного конденсата с повышенной насыщенностью им пористой среды. Насыщенность в этой зоне может превышать среднюю по пласту, но, как правило, не превосходит значения порога подвижности конденсата.

Воздействие на ретроградный конденсат сухим и обогащенным газом изучалось в многочисленных экспериментах на физических моделях пласта и достаточно подробно обсуждалось в работах А.И. Гриценко, P.M. Tep-Саркисова, О.Ф. Андреева, С.Н. Бузинова с соавторами.

Эксперименты проводились в основном по исследованию основных особенностей массообменных процессов между фазами и эффективности испарения отдельных компонентов жидкости в газовую фазу. Поэтому результаты этих экспериментов интересны с точки зрения проблемы обработки призабойных зон газоконденсатных скважин и подтверждают возможность удаления ретроградного конденсата из призабойной зоны пласта сухим газом за счет его испарения и переноса в газовой фазе в глубь пласта. Тем не менее они не могут дать полного представления о взаимодействии газоконденсатной смеси и нагнетаемого сухого газа в условиях призабойной зоны. Это объясняется значительным изменением по объему призабойной зоны таких параметров, как компонентный состав газоконденсатной смеси и ретроградной жидкости, объемы прокачанного сухого газа, а также термобарических условий.

Физические явления, возникающие в ходе обработки скважин, можно подробно изучать на основе математического моделирования этого процесса. В качестве примера, иллюстрирующего механизм воздействия на ретроградный конденсат, могут быть использованы результаты прогнозных расчетов обработки сухим углеводородным газом скв. 15 Западный Соплесск. Расчеты проводились на основе математической модели многокомпонентной фильтрации углеводородов в однородном пористом коллекторе. Большинство расчетных данных, приведенных в этом разделе, выполнены с использованием этой модели.

Результаты расчета процесса показали, что нагнетание сухого газа в призабойную зону скважин перераспределяет в ней жидкую фазу и на определенное время увеличивает производительность скважины. На рис. 2 показано

Рис. 2. Кривые изменения насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скв. 15 Западно-Соплесского НГКМ после обработки сухим газом (/), через 1 мес (2) и через 4 мес (3)

распределение насыщенности коллектора жидкой углеводородной фазой у забоя скважины на различные моменты эксплуатации скважины после обработки ее газом в объеме 400 тыс. м3 (объем газа приведен к атмосферным условиям). Как видно из этого рисунка, такая обработка скважины газом позволяет удалить конденсат из зоны вокруг скважины радиусом 2-3 м. Зона с максимальной насыщенностью жидкостью перемещается на расстояние 5-9 м от скважины. Характерно при этом снижение максимальных значений насыщенности пласта жидкостью до значений 0,16-0,18 (вместо 0,42-0,43 до обработки). В результате обработки продуктивность скважины увеличивается в 1,7 раза.

3.1 ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН НЕУГЛЕВОДОРОДНЫМИ ГАЗАМИ

В качестве газообразных агентов для удаления ретроградного конденсата наряду с сухим углеводородным газом могут использоваться также неуглеводородные газы: азот, двуокись углерода и их смесь. Полнота "очистки" призабойной зоны скважины от ретроградного конденсата во многом определяется испаряющими способностями нагнетаемого газа. Естественно, что интенсивность испарения углеводородов из ретроградной жидкости в различные газы определяется не только составом этой жидкости, но и значениями давления и температуры.

В то же время для процессов, протекающих в прискважинной зоне пласта при нагнетании в нее газовых агентов, характерна прокачка очень больших объемов газа по сравнению с объемом порового пространства этих зон. Это несколько нивелирует различие в испаряющих свойствах различных газов. Кроме того, испаряющие свойства неуглеводородных газов в некоторых областях давлений и температур не только не уступают, но и несколько превосходят испаряющие свойства углеводородных газов. На это указывают, в частности, проведенные ранее P.M. Тер-Саркисовым совместно с М.А. Пешкиным исследования по взаимодействию различных углеводородных смесей с диоксидом (двуокисью) углерода и азотом.

Отличие в характере взаимодействия углеводородных и неуглеводородных газов с ретроградной жидкостью проявляется в преимущественном испарении различных фракций и компонентов жидкости. Это приводит к различному количественному изменению конденсатонасыщенности призабойных зон скважин при их обработке газовыми агентами того или иного типа.

Эффективность удаления ретроградного конденсата из прискважинной зоны пласта различными газообразными агентами исследовалась автором для различных газоконденсатных смесей в широком диапазоне давлений, температур. Исследования производились путем термодинамических расчетов взаимодействия газоконденсатных смесей с агентами воздействия и математического моделирования процесса обработки призабойной зоны скважин этими агентами. Примером таких исследований может быть расчет процесса обработки газоконденсатной скважины в условиях, характерных для Западно-Соплесского НГКМ. В отличие от описанного выше примера расчета процесса обработки скв. 15 Западный Соплесск, в данном варианте расчетов задавались следующие основные исходные параметры: коэффициент проницаемости пласта 0,1 мкм2, пластовое давление 12,5 МПа, депрессия 0,7 МПа. Остальные исходные данные брались из основного примера расчетов. Рассматривались варианты обработки призабойной зоны скважины двуокисью углерода, азотом и их смесью (с содержанием каждого компонента по 50 %) при различных значениях пластового давления. Для детального анализа механизма взаимодействия ретроградного конденсата с нагнетаемым агентом производилось математическое моделирование процесса смешения в бомбе PVT-соотношений одной порции газоконденсатной смеси с различными по объему порциями газа закачки. Расчеты выполнялись для давлений, изменяющихся в диапазоне 10-30 МПа. При этом состав газоконденсатной смеси соответствовал условиям призабойной зоны пласта на расстоянии 2,5 м от скважины, т.е. в зоне наибольшего насыщения коллектора ретроградной жидкостью.

Как видно из рис. 3, нагнетание неуглеводородных газов даже при достаточно низких давлениях (10-12 МПа) приводит к хорошему удалению ретроградного конденсата из призабойной зоны скважины. В представленном примере обработка прискважинной зоны азотом лишь немногим уступает по эффективности аналогичному воздействию метаном. Несколько хуже в этих условиях удаляет конденсат двуокись углерода. Так, в вариантах с нагнетанием в скважину метана и азота радиус зоны пониженной насыщенности коллектора жидкостью составлял около 30-35 м, а в варианте с нагнетанием двуокиси углерода - около 25 м.

Рис. 3. Кривые насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины:

1 - до обработки; 2 - обработка диоксидом углерода; 3 - обработка азотом; 4 - обработка метаном

4 ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН СУХИМ ГАЗОМ

Эффективность проведения обработок призабойных зон скважин в значительной мере определяется точным соблюдением основных положений (правил) воздействия. Эти положения составляют технологию обработки скважин, которая, кроме общих принципов воздействия, включает в себя и ряд конкретных положений, таких как выбор скважин для обработки, объем нагнетаемых агентов, давление и темпы нагнетания, схему обвязки скважин, а также последовательность операций при обработке призабойных зон скважин.

4.1 ВЫБОР ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН ДЛЯ ОБРАБОТКИ

Выбор газоконденсатных скважин, пригодных для обработки их призабойных зон углеводородными растворителями, должен производиться в соответствии с двумя основными положениями.

Среднее пластовое давление в окрестностях скважины должно быть близко к давлению максимальной конденсации пластовой газоконденсатной смеси или, что еще лучше, ниже его на 25-30 %.

Основное ухудшение продуктивности скважины в ходе ее эксплуатации должно быть вызвано накоплением конденсата в призабойной зоне скважины.

Соблюдение первого положения при выборе скважины для обработки позволяет избежать быстрого повторного накопления конденсата у забоя скважины и обеспечить продолжительный эффект от обработки скважины. Выполнение второго положения позволяет исключить из рассмотрения те скважины, ухудшение продуктивности которых было вызвано не накоплением конденсата в призабойной зоне скважины, а чисто техническими причинами (в числе которых может оказаться ухудшение состояния внутрискважинного оборудования, загрязнение призабойных зон в результате проведения различных ремонтных работ и воздействий на пласт).

4.2 ОБЪЕМ НАГНЕТАЕМЫХ АГЕНТОВ. ДАВЛЕНИЕ И ТЕМПЫ НАГНЕТАНИЯ

Объем нагнетаемых углеводородных растворителей, необходимых для обработки пласта, в общем случае должен определяться расчетами. При этом учитывают необходимость оттеснения вала ретроградного конденсата за пределы призабойной зоны (зоны "динамической" конденсации), а также снижения насыщенности конденсатом пористой среды пласта до значений ниже критических (обеспечивающих его подвижность) в пределах призабойной зоны и вне ее. Такие расчеты могут проводиться на основе математического моделирования многокомпонентной фильтрации углеводородов в пористом коллекторе. В результате этих расчетов устанавливается также наиболее оптимальный состав углеводородных растворителей и радиус зоны обработки пласта. Объем растворителей в этом случае определяется из известного радиуса (а соответственно и объема) зоны обработки пласта.

Для приближенных расчетов необходимых объемов растворителей можно принимать радиус зоны обработки скважин около 15-20 м. Согласно данным теоретических исследований, нагнетание сухого газа в таких объемах обеспечивает достаточно эффективную обработку призабойной зоны пласта для различных термобарических условий начальных составов пластовой смеси. Для случая обработки призабойных зон метаном или диоксидом углерода такие объемы нагнетания газа могут оказаться даже несколько завышенными, в то время как при закачке азота они оказываются минимально необходимыми (вследствие худшей испаряющей способности азота).

Давление нагнетания и темп нагнетания сухого газа и жидких углеводородных растворителей определяются характеристиками используемого для закачки оборудования и коллекторскими свойствами пласта. При обработке скважины сухим газом они практически не зависят от термобарических условий пласта, составов пластовой смеси и нагнетаемого сухого газа(поскольку процесс не требует поддержания условий полного смешивания пластовой системы и нагнетаемого газа). Поэтому, например, при использовании для закачки газа компрессора давление и расход могут ограничиваться предельными значениями этих параметров, предусмотренными техническими возможностями компрессора. В этом случае при обработке низкопроницаемых коллекторов возможно ограничение темпов нагнетания из-за необходимости поддержания значительных репрессий на пласт (а следовательно, и давления нагнетания, близкого к предельному давлению на выходе компрессора). При обработке высокопроницаемых пластов расход нагнетаемого газа может ограничиваться величиной максимального расхода компрессора (давление нагнетания в этом случае будет определяться "поглощающими" возможностями пласта).

В случае обработки скважины жидкими углеводородными растворителями давление нагнетания должно обеспечивать полную смешиваемость нагнетаемых рабочих агентов и пластовой смеси.

5 ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН ЖИДКИМИ УГЛЕВОДОРОДНЫМИ РАСТВОРИТЕЛЯМИ

скважина конденсат призабойный газ

К настоящему времени по проблеме восстановления продуктивности газоконденсатных скважин жидкими углеводородными растворителями уже выполнен значительный объем исследований как в России, так и за рубежом. На их основе разработаны основные принципы обработки призабойных зон газоконденсатных скважин и созданы соответствующие технологии повышения продуктивности скважин. Особое внимание в исследованиях процессов обработки призабойных зон скважин уделялось пластовым газоконденсатным смесям в условиях призабойной зоны пласта, влиянию на процесс обработки компонентного состава и свойств нагнетаемых углеводородных смесей, а также определению наиболее оптимальных условий для воздействия. Проблема восстановления продуктивности газоконденсатных скважин наиболее полно изучена В.Л. Вдовенко, А.И. Гриценко, Н.А. Гужовым, Е.М. Гурленовым.

Согласно существующим данным теоретических и экспериментальных исследований, последовательное нагнетание жидкого углеводородного агента и сухого углеводородного газа приводит к развитию процесса многоконтактного смешивающегося вытеснения газоконденсатной смеси из призабойной зоны скважины. В призабойной зоне скважины образуется оторочка углеводородной жидкости, продвигаемая в глубь пласта сухим газом. На переднем фронте оторочки происходит многоконтактное смешивающееся вытеснение ретроградного конденсата углеводородным растворителем с преобладанием процесса конденсации. В свою очередь, на заднем фронте оторочки происходит вытеснение жидкости газом в условиях смешивающегося вытеснения с преобладанием процесса испарения. За счет этого происходит полное вытеснение жидкости из призабойной зоны (как ретроградного конденсата, так и жидкого углеводородного растворителя), и насыщенность пласта жидкостью в обработанной зоне близка к нулю. На границах обработанной области образуется "вал", состоящий из жидкого растворителя и пластовой жидкости с насыщенностью, как правило, выше критической насыщенности. В результате удаления конденсата из призабойной зоны (где создается основное газогидродинамическое сопротивление потоку) восстанавливается продуктивность газоконденсатной скважины. Одно из условий обработки скважин -сохранение подвижности газа в зоне оторочки жидких углеводородов на момент окончания обработки. Оно необходимо для обеспечения газодинамической связи между зонами за и перед оторочкой. Это означает, что газонасыщенность коллектора в области пласта, занятой оторочкой, не должна понижаться до значений ниже критических. Данное условие достаточно легко выполняется подбором соотношения объемов жидких растворителей и сухого газа.

В начальный момент, после пуска скважины в эксплуатацию, "вал" жидких углеводородов начинает перемещаться в сторону скважины. При движении он "размазывается", а насыщенность в нем понижается до значения пороговой подвижности. С течением времени этот "вал" занимает в пласте определенное положение и остается практически неподвижным, не достигая забоя скважины.

Таковы общие представления о процессе обработки призабойных зон газоконденсатных скважин углеводородными жидкими агентами, и они подтверждены результатами многочисленных экспериментальных и теоретических работ.

6 ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ВНУТРИКОНТУРНЫМ ЗАВОДНЕНИЕМ

Предлагаемый для опытно-промышленного опробования способ внутриконтурного заводнения газовых и газоконденсатных месторождений предусматривает следующее. В разрезе залежи выделяется прослой-разделитель -- пачка // с пониженными ФЕС относительно вмещающих отложений (рис. 4) и проводится закачка воды в нижнюю часть залежи -- пачку III, под этот прослой. Газ отбирается из верхней части залежи -- пачки / . Закачка воды в пачку III проводится одновременно с отбором газа из пачки /, при этом режимы нагнетания воды и отбора газа должны быть таковы, чтобы исключались прорывы воды в пачку II, т.е. пласты пачки II должны выдерживать градиент давления между обводняемой и газонасыщенной частями залежи по всей площади ее распространения и работать как полупроницаемая газонасыщенная мембрана, которая пропускает лишь газ.

Вытеснение газа из заводняемой части залежи (пачка III) до остаточной газонасыщенности (< 20 %) обеспечивается при соблюдении следующих условий.

Внутриконтурная закачка воды под прослои с пониженными ФЕС проводится в режиме, исключающем прорывы воды в пачку /. Отбор газа из пачки / обеспечивает незначительное понижение пластового давления в пачке III относительно давления начала закачки воды. При этом весь газ будет поступать лишь в газонасыщенную часть пачки /, если в ней будет поддерживаться пластовое давление не выше минимального давления в законтурной части в процессе всего периода эксплуатации месторождения. Если закачка воды проводится с начала разработки месторождения, что наиболее целесообразно, то пластовое давление в пачках / и III не должно превышать начального во избежание потерь газа за счет его поступления в законтурную часть залежи. Закачка воды в пачку /// прекращается после обводнения пачки II, что фиксируется по данным повторного нейтронного каротажа. Обводнение пачки // обусловит капиллярное поступление воды в пачку /, что вызовет уменьшение газонасыщенности до уровня критической в прилегающих к пачке II отложениях пачки /. Дальнейшая эксплуатация месторождения должна продолжаться на режиме истощения (отбор газа из пачки / ), если же пачку / можно разделить на три

Рис. 4. Схема эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений с внутриконтурным заводнением

пачки выделением в ней прослоев-разделителей, то закачку воды можно перенести в нижнюю часть пачки / и т.д.

Закачку воды в залежи можно проводить и не с начала эксплуатации месторождения, а при проявлении водонапорного режима. В последнем случае обязательное условие -- отсутствие прорывов законтурной воды в пачку // до начала закачки воды в пачку III (см. рис. 4). Закачка воды при проявлении водонапорного режима позволяет остановить продвижение контурных вод по пачке /, если темпы закачки воды и отбора газа будут таковы, что обеспечит рост пластового давления в пачке /.

В общем случае закачка воды в пачку III:

активизирует продвижение контурных вод в пачку III, так как в обводненные пласты вода поступает при меньших градиентах давления, чем в газонасыщенные; это обусловливает целесообразность поддержания давления в пачке III ниже начального, позволяя уменьшить объем закачиваемой воды;

затормаживает продвижение воды в пачку / за счет уменьшения градиентов давления между законтурной и газонасыщенной частями залежи.

Дальнейшее внедрение воды в пачку / будет обеспечивать большую полноту вытеснения газа водой в тех частях пачки, в которых газонасыщенность понизилась по отношению к начальной в результате капиллярной пропитки (поступление воды из пачки II). В этих же частях уменьшиться количество конденсата, остающегося в пласте при падении давления, так как некоторое увеличение водонасыщенности ведет к повышению подвижности конденсата. В случае малого перетока воды в пачку / к концу обводнения пачек II и III в ней целесообразно повышение водонасыщенности всех наиболее высокопроницаемых пластов локальным заводнением пачки / в объеме, необходимом для снижения газонасыщенности слагающих ее пластов до критической. Возможность равномерного растекания воды доказана экспериментально.

Закачка воды по изложенному способу позволяет в запланированном режиме извлечь газ и конденсат из заводненного объема, используя пачку / в качестве буфера. Соответственно чем большая часть запасов газа извлекается в результате заводнения, тем на большую долю запасов газа можно долгосрочно планировать режим эксплуатации месторождения и точнее прогнозировать коэффициенты газо- и конденсатоотдачи.

Отбор газа из заводняемой части при практически постоянном пластовом давлении в пачке / обеспечивает возможность отбора газа постоянным числом добывающих скважин и не требует столь большого процента резервных, как при отборе газа на режиме истощения и при проявлении естественного водонапорного режима. Учитывая, что в рассматриваемом способе заводнение предусмотрено внутриконтурное и в нижнюю часть залежи, в ряде случаев нет необходимости бурения специальных нагнетательных скважин. В добывающей скважине можно установить пакер против пачки II, что позволит вести закачку воды через НКТ, а отбор газа -- по межтрубью (см. рис. 4). Такое использование скважин будет наиболее эффективно, если заводнение планируется заранее и пласты-разделители не перфорируются в добывающих скважинах.

Заводнению залежи должно предшествовать детальное изучение ее геологического строения, и в первую очередь оценка ФЕС слагающих ее продуктивных отложений. Разделами между пачками залежи служат пласты с низкими ФЕС, прослеживающиеся по всей площади распространения залежи или большой ее части. При этом специально выделяются прослои-разделители, выбрать которые можно практически на любом объекте, учитывая, что закономерности осадконакопления обусловливают слоистость отложений и уменьшениевертикальной (вкрест напластования) проницаемости пластов по отношению к горизонтальной (по напластованию) проницаемости одних и тех же отложений.

По результатам изучения ФЕС продуктивных отложений рассчитывают распределение запасов газа и конденсата по выделенным пачкам, оценивают продуктивность скважин в случае избирательного вскрытия каждой пачки. Далее проводят технико-экономические расчеты с целью определения вариантов оптимального объема суточной добычи газа и конденсата в зависимости от себестоимости добываемой продукции, а также длительности поддержания заданного темпа отбора и динамики его изменения в процессе эксплуатации месторождения. Полученные при этом данные служат исходными требованиями, на основе которых проводят гидродинамические расчеты с целью установления реализуемых темпов отбора в пределах оптимальных вариантов и динамики изменения темпа отбора при заданной граничной себестоимости добываемой продукции. При этом одновременно определяют следующие параметры для оптимального варианта эксплуатации: число добывающих скважин и средний дебит газа на скважину на каждый период эксплуатации, динамику изменения пластового давления и объем воды, поступающей в залежь.

Возможность повышения конденсатоотдачи при поддержании давления в залежи в период закачки воды в пачку III (см. рис. 4) очевидна. Возможность же повышения конденсатоотдачи при отборе газа из пачки / в режиме истощения, когда пачки // и III обводнены, а в пачке / произошло понижение газонасыщенности до уровня критической, связана с тем, что вся жидкая фаза, включая конденсат, создающая насыщенность сверх 1- укр, является подвижной. Для проверки этого положения было проведено избирательное кратковременное заводнение эксплуатационного горизонта XII в трех скважинах месторождения Газли. Начальное содержание конденсата в горизонте XII было на уровне 20 см3/м3, к моменту исследований пластовое давление снизилось примерно в 2 раза, соответственно выход конденсата уменьшился, а в пласте имело место незначительное выпадение конденсата. Заводнение скважин было проведено в режиме капиллярной пропитки с последующей продавкой воды в пласт. Контроль за динамикой заводнения был осуществлен по данным ядерной геофизики. Затем скважины были вновь освоены и исследованы на конденсатность. При этом установлено, что во всех случаях (на некоторых скважинах такие циклы исследований проводились несколько раз) имело место увеличение выхода конденсата. Длительность периода повышенного выхода превысила 2 мес. В этот период фиксировалось постепенное понижение выхода конденсата до начального значения. Исследования состава конденсата, добываемого до и после частичного обводнения прискважинной части пластов, показали, что в период повышенного выхода конденсата его состав отличался от начального повышенным содержанием тяжелых углеводородов.

Проведенные на месторождении Газли исследования, а также анализ данных по повышению выхода конденсата перед обводнением скважин на месторождениях Краснодарского края показывают, что из верхней части залежи при реализации изложенной схемы произойдет повышенное по отношению к режиму истощения извлечение конденсата.

7 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ. ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ КЛАССИФИКАЦИИ ДЛЯ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ СВОЙСТВ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ

Особенности многокомпонентных углеводородных систем, какими являются газоконденсатные месторождения, требуют их термодинамического исследования. На основе информации, полученной в результате этих исследований, определяются количество конденсата, выделяющегося из пластового газа, пластовые потери конденсата, а также углеводородный состав жидкой и газовой фаз при условиях сепарации и стабилизации газоконденсатных систем. При большом числе вводимых в эксплуатацию газоконденсатных месторождений желательно не прибегать к сложным и трудоемким экспериментам, а иметь достаточно точный расчетный метод, который позволил бы определить фазовые соотношения в широком диапазоне изменения компонентного состава системы, давления и температуры.

Существующие расчетные методы определения фазовых соотношений по уравнениям концентрации и константам фазового равновесия, получившие широкое применение для термодинамических исследований и анализа различных процессов, сопряжены с процедурой определения констант равновесия группы углеводородов С5+. Методы непосредственного определения фазовых соотношений отсутствуют.

В СНГ накоплен достаточно обширный материал по изотермам конденсации, полученным как экспериментальным, так и расчетным путем. Здесь предлагается использовать эти сведения для определения фазовых соотношений газоконденсатных систем в сепарационных установках.

Сделана попытка такого обобщения и дана эмпирическая зависимость молярного содержания C5+ от давления, температуры и начального содержания C5+ в пластовой системе. Однако известно, что на выход конденсата из пластового газа влияет весь углеводородный состав газа, а также характеристика конденсата. Таким образом, использование только молярного содержания С5+ в пластовом газе для оценки конденсатного фактора в ряде случаев приводит к значительным погрешностям, превышающим допустимые. Поэтому для обобщения данных по выходу конденсата из пластового газа использовался метод главных компонент, дающий возможность учесть все признаки, характеризующие газоконденсатную систему, поступающую в сепарационное устройство.

Расчет по методу главных компонент проведен для 61 месторождения Азербайджана, Тюменской области, Узбекистана и Туркмении, из которых 47 были взяты для «обучения», а 14 -- для «экзамена» с использованием семи признаков, характеризующих рассматриваемые объекты. В результате расчета получены следующие собственные значения матрицы, а также доли каждой компоненты в общей дисперсии.

Как видно из приводимых данных, на долю первой главной компоненты приходится 60 % общей дисперсии, на долю второй главной компоненты - 22 %. В дальнейшем использовались линейные комбинации двух главных компонент, на долю которых приходится 82 % общей дисперсии:

где С 1, С2 и т.д. -- истинные значения исходных признаков.

Все рассматриваемые месторождения по двум главным компонентам Z1 и Z2 можно разбить на четыре класса. В дальнейшем обработка изотерм конденсации была проведена для каждого класса в отдельности.

Были определены границы указанных классов месторождений по двум главным компонентам методом дискриминантных функций. Для принятия решения о принадлежности месторождений к одному из заданных классов используется неравенство bij < aij, где bij определяется на основании величин Z1 и

Z2; аij -- величины порогов.

Расчетные формулы для величин bij и порогов aij приведены в табл. 1.

Таблица 1

Принадлежность к тому или иному классу определится при выполнении

соответствующего неравенства.

Пусть Z1= -0,3969; Z2 = -1,3934. Подставив значения Z1 и Z2 во все уравнения для bij , определим, что выполняются неравенства 10--12, т.е. месторождение относится к VI классу (см. табл. 1).

Для каждого класса месторождений с помощью стандартной программы на ЭВМ были получены уравнения регрессии для следующих зависимостей :



Эти уравнения позволяют определять любой из указанных выходных параметров для систем с различным содержанием конденсата в широком интервале давлений и температур.

7.1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫХОДА КОНДЕНСАТА ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ СЕПАРАЦИИ

Для определения выхода насыщенного конденсата предлагаются следующие уравнения.

Выходы стабильного конденсата Gk.ct/Gr можно определить по следующим уравнениям.



Уравнения для определения GK.CT/Gr имеют следующий вид.

В табл. 4.2 проведено сравнение экспериментальных данных с полученными по методу главных компонент для величин GK.H/Gr.

На основании полученных уравнений составлены номограммы для определения выхода конденсата для месторождений всех четырех классов.

7.2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ ГАЗА СЕПАРАЦИИ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ СЕПАРАЦИИ

Уравнение регрессии для определения плотности газа сепарации в зависимости от р, t, z имеют следующий вид.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Интенсивное развитие газодобывающей промышленности требует повышения эффективности процессов добычи природного газа и конденсата, увеличения компонентоотдачи пластов, совершенствования систем разработки и эксплуатации месторождений природных газов.

В практике нефтегазодобычи понятие продуктивности скважин в общем случае включает в себя характеристику добывных возможностей скважин, связанных как с коллекторскими свойствами продуктивных горизонтов, вскрытых скважиной, так и с ее техническим состоянием. Зачастую вместо этого термина используют аналогичный - производительность скважин. Более узкое понятие продуктивности скважин обычно определяют интенсивностью отбора скважиной пластовых флюидов при создании на ее забое определенных условий. В этом случае продуктивность скважин количественно характеризуется коэффициентами продуктивности, которые представляются в виде отношения дебитов скважин и соответствующей им разности пластового и забойного давлений (депрессии на забое скважин) или, для газовых скважин, разности квадратов этих давлений. Несмотря на то, что в ходе эксплуатации газоконденсатных месторождений коэффициенты продуктивности скважин иногда изменяются в сторону их увеличения, в подавляющем большинстве случаев разработка месторождений сопровождается значительным уменьшением коэффициентов продуктивности.

В этом курсовом проекте были рассмотрены методы по увеличению конденсатоотдачи при эксплуатации скважин.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов О.Л., Басниев К.С, Алиев З.С. М 63 Основы технологии добычи газа. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 2003. - 880 с.

2. Алиев З.С, Бондаренко В.В. Руководство по проектированию газовых и газонефтяных месторождений. - Печора: Печорское время, 2002.

3. Алиев З.С, Басниев К.С., Сомов Б.Е. Новые методы подсчета извлекаемых запасов газа. -М.: изд. ИРЦ Газпром, 1999.

4. Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Разработка и эксплуатация газовых месторождений. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 880 с.

5. Алиев З.С, Сомов Б.Е., Рогачев СА. Определение оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин. - М.: Техника, 2001.

6. Алиев З.С, Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. - М.: Техника, 2001.

7. Алиев З.С, Сомов Б.Е., Черных В.В. Продуктивность многоствольной скважины в условиях обводнения//Газовая пром-сть. - 1999.

8. Алиев З.С, Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. - М.: Недра, 1995.

9. Альбом номограмм и палеток для интерпретации промыслово-геофизических данных. - М.: Недра, 1984.

10. Андерсен Т. Введение в многомерный статистический анализ. - М.: Физматгиз, 1970.

11. Ахмедов З.М., Асадов А.Ш., Гукасян АЛ. Экспериментальное исследование фильтрации газа через глинизированную пористую среду, содержащую остаточную нефть//Изв. вузов. Нефть и газ. - 1975. - № 5. - С. 57-60.

12. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. - М.: Недра, 1972.

Размещено на Allbest.ru