Повторное накопление - ретроградный конденсат
Cтраница 2
Следует отметить, что процесс удаления и повторного накопления ретроградного конденсата во многом определяется объемом нагнетаемого сухого газа и поддерживаемыми на забое скважины депрессиями в ходе последующей за обработкой эксплуатации скважины. Выполненные расчеты показывают, что при обработке скважины газом с меньшими объемами закачки соответственным образом изменяются количественные показатели процесса при неизменных качественных его характеристиках. [16]
 |
Кривые изменения во времени продуктивности скважины по газу. [17] |
Основным фактором снижения продуктивности скважины в этом варианте также является повторное накопление ретроградного конденсата. [18]
Пи мере отбора газа из скважины на границы этой зоны ( ближе к скважине) начинается повторное накопление ретроградного конденсата. Через 4 мес она возрастает до 16 % и далее уже не изменяется. [19]
По мере отбора газа из скважины на границы этой зоны ( ближе к скважине) начинается повторное накопление ретроградного конденсата. Через 4 мес она возрастает до 16 % и далее уже не изменяется. [20]
Это вполне объяснимо плохой осушкой коллектора в низкопроницаемом слое. Интенсивное повторное накопление ретроградного конденсата в низкопроницаемой части коллектора приводит к увеличению фильтрационного сопротивления по скважине. [21]
 |
SO. Кривые компонентного состава жидкой фазы в призабойной зоне скв. 15 Западно-Соплесского НГКМ после обработки пропаном. [22] |
Меньшая интенсивность повторного накопления ретроградного конденсата в призабойной зоне скважины после обработки ее жидкими углеводородными растворителями объясняется более существенными размерами осушенной области и отсутствием в этой области жидкости, неравновесной газовой фазе плагтоной системы. Накопление конденсата в этом случае во многом уже определяется изменением фазового состояния пластовой газоконденсатной смеси, поступающей к забою скважины ( в область пониженных давлений) из области с более высоким давлением. С этой точки зрения ограничивающими факторами к применению жидких углеводородных растворителей могут явиться факторы, указанные ранее при анализе эффективности обработок прискважинных зон сухим газом. [23]
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 газоконденсат-ной смеси. 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. В этом варианте также формируются две зоны накопления конденсата, которые затем смыкаются в одну общую зону. [24]
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. [25]
Как уже отмечалось, интенсивность повторного накопления ретроградного конденсата у забоя скважины тем меньше, чем ниже пластовое давление относительно давления максимальной конденсации углеводородной системы. [26]
 |
Изменение насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины после обработки сухим газом ( вариант 8Г. [27] |
Как уже отмечалось выше, интенсивность повторного накопления ретроградного конденсата у забоя скважины тем меньше, чем ниже пластовое давление относительно давления максимальной конденсации углеводородной системы. Например, для той же смеси, но при средних пластовых давлениях 10 МПа ( что составляет 45 - 50 % от давления максимальной конденсации) продолжительность эффекта от обработки скважин составляет 5 - 6 мес. Таким образом, эффективность обработки призабойных зон скважин сухим газом во многом определяется именно существующими в пласте термобарическими условиями и начальным составом пластовой углеводородной смеси. [28]
 |
Кривые изменения насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины после обработки ШФЛУ ( при пластовом давлении выше давления максимальной конденсации пластовой смеси. [29] |
Обработка призабойных зон скважин жидкими углеводородными растворителями при давлении выше давления максимальной конденсации уже менее эффективна. Как и при обработке прискважинной зоны пласта сухим газом, в этом случае может отмечаться интенсивное повторное накопление ретроградного конденсата. Это видно из примера обработки скв. Астраханского ГКМ, для которого на рис. 5.52 показано изменение насыщенности призабойной зоны пласта при обработке скважины 170 т ШФЛУ с последующей закачкой 450 тыс. м3 газа. [30]
Страницы: 1 2 3 4