ПОВЫШЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

АННОТАЦИЯ

В статье рассмотрены методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин: обработка забоев скважин сухим газом и обработка забоев неуглеводородными газами. Проведено сравнение и выявлена эффективность.

Ключевые слова: призабойная зона скважины, продуктивность скважины, ретроградная конденсация, обработка газовой скважины.

Введение

Изменение продуктивности газоконденсатных скважин обуславливается протеканием различных процессов в прискважинных зонах пласта, вызывающих ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллектора в этой области пласта, накопление ретроградной жидкости у забоев скважин и в их стволах. Сложность и многообразие явлений, происходящих в призабойных зонах скважин, определили создание множества разнообразных методов интенсификации дебитов скважин.

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 в их эксплуатации, но и значительные осложнения в управлении разработкой залежи и, в конечном счете, снижение технико-экономических показателей этого процесса. Зачастую уменьшение продуктивности газоконденсатных скважин является одной из основных причин их полной остановки и выбытия из эксплуатации.

Очистка 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.

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.

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 рисунке 1 показано 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).

Рисунок 1. Кривые изменения насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины после обработки сухим газом (1), через 1 месяц (2) и через 4 месяца (3).

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.

Очистка призабойных зон газоконденсатных скважин неуглеводородным газом

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.

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 рисунка 2, 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.

Рисунок 2. Кривые насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины:

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

Список литературы:

1. Кабиров, А. Н. Численное моделирование влияния градиента порового давления на распространения трещин гидравлического разрыва пласта / А. Н. Кабиров, Н. Н. Ситдиков, М. В. Щекотов // Технологии нефти и газа. – 2023. – № 1(144). – С. 23-26. – DOI 10.32935/1815-2600-2023-144-1-23-26. – EDN QGKYSC.
2. Моделирование процесса распада гидрата метана путем закачки горячей воды / А. Ю. Лыкова, А. Н. Кабиров, Р. Т. Горданов, А. А. Оганесян // Технологии нефти и газа. – 2023. – № 6(149). – С. 33-37. – DOI 10.32935/1815-2600-2023-149-6-33-37. – EDN DLSPEA.
3. Анализ переходных процессов давления вертикальной скважины в карбонатных коллекторах / А. Н. Кабиров, Н. Н. Ситдиков, А. Ю. Лыкова, Р. Т. Горданов // Технологии нефти и газа. – 2023. – № 4(147). – С. 33-38. – DOI 10.32935/1815-2600-2023-147-4-33-38. – EDN IJTHTT.
4. Ян, Ш. Многостадийный гидроразрыв пласта: опыт и перспективы / Ш. Ян, А. Н. Кабиров // Научный аспект. – 2022. – Т. 1, № 4. – С. 124-129. – EDN INOJAO.
5. Черевко М.А., Янин А.Н., Янин К.Е Разработка нефтяных месторождений Западной Сибири горизонтальными скважинами с многостадийными гидроразрывами пласта. – Тюмень-Курган: Зауралье, 2015.