ТЕХНОЛОГИИ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН ПРИ НАКОПЛЕНИИ РЕТРОГРАДНОГО КОНДЕНСАТА В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ

Чаун Владислав Сергеевич

студент 4 курса, механическое отделение ГБОУ АО СПО АГПК, г. Астрахань

E-mail: vladislav_chaun-94@mail.ru

Зайцева Юлия Викторовна

научный руководитель, преподаватель спец. дисциплин ГБОУ АО СПО АГПК, г. Астрахань

Газоконденсатные месторождения приобретают все большую роль в связи с увеличением доли добычи газа. Повышение конденсатоотдачи пластов является одной из ключевых проблем для газоконденсатных месторождений. Разработка газоконденсатных месторождений на истощение сопровождается понижением пластового давления вызывающего ретроградную конденсацию высококипящих углеводородов с выпадением части из них в жидкую фазу и потерей их в пластах.

Выпавший конденсат является неподвижным и практически не вовлекается в процесс фильтрации. Как правило, в пластах остается от 30 % до 60 % начальных запасов конденсата.

Этот процесс вызывает увеличение насыщенности коллектора ретроградной углеводородной жидкостью и соответственно уменьшение фазовой проницаемости коллектора для газа.

Процесс накопления конденсата в призабойной зоне скважины обуславливается особенностями фазового поведения природных газоконденсатных  систем.

Фазовое состояние многокомпонентной углеводородной смеси характеризует ее фазовая диаграмма (рисунок 1), которая представлена в координатах давление — температура.

Эта диаграмма имеет две линии:

·линия (а) — характеризует границу кипения вещества, т. е. границу, которая разделяет два агрегатных состояния (жидкое и двухфазное парожидкостное);

·линия (б) — характеризует точку «росы» т. е. разделяет чисто газовое состояние и парожидкостное.

Эти две линии сходятся в критической точке (К).

Жидкая фаза в многокомпонентных смесях, в отличие от чистых веществ, может существовать при температурах выше критической, а давление насыщенного пара может уменьшать с ростом температуры (участок NK).

Рисунок 1. Фазовая диаграмма многокомпонентной углеводородной системы

Точкой критического давления является точка N, она называется криконденбарой. А точку критической температуры (М) называют крикондентермой.

На графике есть две области (показаны штриховкой), они получили название ретроградных областей. Как раз в этих областях происходят явления полностью противоположные явлениям, происходящим в однокомпонентных веществах. Ретроградная конденсация смеси происходит в области, ограниченной кривыми KDM и MBK. Ретроградное испарение смеси отмечается в области, ограниченной кривыми KGN и NHK.

Основной особенностью фазового состояния газоконденсатных смесей является то, что в ходе эксплуатации при снижении пластового давления эти смеси претерпевают фазовые превращения, характерные для ретроградных областей. Так при снижении давления по линии BD происходит ретроградная конденсация углеводородов (которые осаждаются прямо в порах коллектора) и объем выделяющейся жидкости растет до давления, соответствующего точке D. Затем смесь переходит в область прямого испарения, и при снижении давления по линии DE объем жидкой фазы уменьшается. Зависимость изменения количества жидкой фазы от изменения давления вычисляют в ходе разработки. Изменение фазового состояния пластовой газоконденсатной смеси в процессе разработки определяется пластовыми давлениями и температурами, а также составом смеси, от которого зависят ширина петли и расположение критической точки, точек криконтентермы и криконденбары [5, с. 210].

Процесс накопления ретроградного конденсата в призабойной зоне скважины можно описать как явление «динамической» конденсации.

Процесс динамического накопления конденсата развивается следующим образом. После прохождения фильтрующегося пластового газа через точку пласта с давлением ниже давления начала конденсации в пористую среду выпадает конденсат. В области высоких градиентов давления (область призабойной зоны пласта, в которой происходит резкое снижение давления) выпавшая жидкость может быть неподвижной, если ее насыщенность, ниже критической, либо фильтруется со скоростью, меньшей скорости 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. Этот процесс идет до тех пор, пока состав пластового газа в пористой среде в этой зоне не приблизится к равновесному составу накопившейся жидкой фазы. В результате насыщенность пористой среды жидкостью в этой зоне пласта может значительно превышать среднее значение насыщенности по пласту в целом [2, с. 356].

Снижение продуктивности газоконденсатных скважин в ходе накопления у призабойной зоны пласта ретроградного конденсата обусловлено двумя факторами:

·уменьшение фазовой проницаемости по газу в этой зоне. Этот фактор отражается в увеличении вязкостных составляющих фильтрационного сопротивления;

·изменение структуры потоков флюидов в микромасштабе и возникающее при этом увеличение инерционных составляющих фильтрационных сопротивлений.

Мероприятия, по интенсификации, связанные с улучшением коллекторских свойств призабойной зоны пласта, неизбежно вносят определенные изменения в распределение пластового давления и поле скоростей флюидов у забоя скважины.

А.Н. Шандрыгиным и А.И. Гриценко были проведены исследования закономерностей накопления ретроградного конденсата в зонах с улучшенными коллекторскими свойствами. Эти исследования показывают, что увеличение проницаемости призабойной зоны пласта может изменить характер накопления в ней конденсата.

На процесс повышения проницаемости призабойной зоны пласта может повлиять естественная неоднородность коллекторов. При нагнетании реагентов неоднородность пласта уменьшает охват пласта процессом воздействия. Для газоконденсатных скважин это воздействие может дополняться неравномерностью накопления конденсата по объему и толщине обработанной зоны пласта. Существенное снижение эффективности мероприятий по увеличению проницаемости призабойной зоны пласта может быть вызвано слоистостью пласта [4, с. 552].

Одним из способов снижения действия ретроградного конденсата на продуктивность скважины является обработка прискважинных зон пласта углеводородными растворителями.

Для удаления ретроградного конденсата пригодны различные газообразные и жидкие  углеводородные растворители.

Наиболее эффективный газообразный растворитель — сухой углеводородный газ (содержащий свыше 90—95 % метана).

Воздействие сухим газом на скважины при пластовых давлениях ниже давления максимальной конденсации оказывается довольно эффективным процессом. Нагнетание газа позволяет удалить из призабойной зоны скважины ретроградный конденсат и сохранить относительно низкие значения конденсатонасыщенности даже после повторного его накопления [3, с. 48].

Обработка призабойной зоны сухим газом при давлении выше давления макисмальной конденсации позволяет очистить ее от ретроградной жидкости даже лучше, но эффективность воздействия снижается.

В качестве неуглеводородных газообразных агентов могут быть использованы азот, двуокись углерода и дымовые газы (состоящие в основном из смеси азота и двуокиси углерода) [1, с. 183].

Существуют различные методы вытеснения ретроградного конденсата газообразными агентами. Все они основаны на растворимости этих газов в жидкой фазе пласта (конденсате), что приводит к увеличению насыщенности пласта жидкостью, и, следовательно, к подвижности этой жидкости.

Причем данная обработка не требует внесения существенных изменений в устьевое оборудование скважин и схему обвязки скважины.

Обработка призабойных зон скважин в зависимости от условий эксплуатации скважин включает следующие операции:

·   подключение к скважине источника газа высокого давления (компрессора), а также емкости с жидкими углеводородными растворителями и нагнетающими ее агентами;

·     закрытие скважины путем перекрытия ее шлейфов;

·     нагнетание требуемого объема растворителей при заданных расходах и давлениях;

·     отключение от скважины агрегатов высокого давления и емкостей с растворителями;

·     выдержка скважины после обработки;

·     пуск скважины в эксплуатацию и установка рабочих дебитов.

Обработка призабойных зон газоконденсатных скважин жидкими углеводородными растворителями направлена на удаление ретроградного конденсата и улучшения условий притока к скважине газа. В качестве таких растворителей используется углеводороды С_2-5 в чистом виде или в виде их смесей различного состава. При данном воздействии вслед за жидкими растворителями в скважину закачивают сухой газ. Таким образом, в призабойной зоне пласта создается оторочка из жидких углеводородов, оттесняемая от скважины сухим газом.

Специально проведенный эксперимент по вытеснению выпавшего конденсата оторочкой этана на модели пласта длиной около 1 м показал, что этан, растворяясь в конденсате при непрерывном массообмене между фазами системы, создает на фронте вытеснения вал жидких углеводородов насыщенностью выше критической (30—50 % пор), при которой начинается двухфазная фильтрация. При прочих равных условиях эффективность процесса вытеснения конденсата этаном тем выше, чем ближе физическое родство этана и конденсата: в условиях пласта с относительно невысокой температурой (20 ⁰С) вытеснение конденсата происходит с меньшим удельным расходом растворителя, чем при температурах приблизительно 60⁰С. Увеличение молярной массы растворителя позволяет повысить эффективность процесса вытеснения.

Другим способом, снижающим действие ретроградного конденсата, является тепловое воздействие на прискважинную зону. Оно осуществляется в двух видах:

· с созданием зоны повышенной температуры вокруг скважины забойным нагревателем при временной остановке скважины (не приносит ощутимого эффекта с точки зрения уменьшения конденсатонасыщенности в ее призабойной зоне и повышения продуктивности скважин);

·  путем закачки холодного газа в скважину с нагревом его на забое нагревателем или сжиганием его на забое с помощью специальной горелки. Этот процесс требует закачки газа, как и обычный метод обработки, сухим газом, но дополнительно устанавливается забойный нагреватель. Естественно, что закачка горячего газа позволяет несколько сократить объемы нагнетания газовых агентов, но это не компенсирует усложнение технологии самой обработки.

По сути эти два тепловых метода воздействия могут быть использованы, на наш взгляд, в основном  для удаления отложений парафина.

Также для снижения действия ретроградного конденсата может быть использовано поддержание пластового давления на уровне выше давления начала конденсации. Как известно, в пласте газ и газоконденсат, чаще всего, находятся в двухфазном парожидкостном состоянии. В случае, когда пластовое и забойное давления выше давления начала конденсации газоконденсатная смесь будет подчиняться законам фильтрации газа, а жидкая фаза будет образовываться не на забое, а в насосно-компрессорной трубе, что не будет влиять на продуктивность скважины. Данный способ может иметь место только на начальных этапах эксплуатации газоконденсатной скважины при определенных термобарических условиях в пласте и определенном составе газоконденсатной смеси [3, с. 55].

Из всех вышеизложенных методов наиболее эффективным является обработка прискважинных зон пласта углеводородными растворителями. Он позволяет снизить действие ретроградного конденсата и избежать уменьшения технико-экономических показателей, а также полной остановки и выбытия скважины из эксплуатации.

Список литературы:

1.Басниев К.С. Разработка месторождений природных газов, содержащих неуглеводородные компоненты: учеб. для вузов. — М.: Недра, 1986. — С. 256.

2.Гиршфельдер Д., Kертис Ч., Берд P. Молекулярная теория газов и жидкостей. пер. c англ. M.: Издательство иностранной литературы, 1961. — С. 928.

3.Гриценко А.И. Методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин: учеб. для вузов. — М.: Недра, 1997. — С. 364.

4.Гриценко А.И. Руководство по исследованию скважин: учеб. для вузов. — М.: Наука, 1995. — С. 640.

5.Гуревич Г.P. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей: учеб. для вузов. — M.: Недра, 1984. — С. 350.