Содержание к диссертации
Введение
1 Исследование проблем разработки нефтегазоконденсатных месторождений, обусловленных влиянием геолого-физических факторов 9
1.1 Геолого-физические особенности, влияющие на фазовое состояние пластовых систем нефтегазоконденсатных месторождений 9
1.2 Методы определения параметров, характеризующих пластовую многокомпонентную систему 20
1.2.1 Методические подходы определения критических параметров 20
1.2.2 Методические подходы определения приведенных параметров 27
1.2.3 Методические подходы определения коэффициента 29 сверхсжимаемости газа
1.3 Обоснование выбора оборудования для исследования фазовых процессов пластовых систем 33
1.4 Определение представительности проб при рекомбинировании пластового флюида 45
1.5 Методики исследований многокомпонентных пластовых
систем на оборудовании Chandler Engineering/Ametek 52
1.6 Анализ прогнозных значений основных проектных параметров разработки месторождения
1.7 Выводы по разделу 1 64
2 Оценка влияния на кик конденсационных вод в процессе разработки месторождения 65
2.1 Оценка концентрации водяных паров в составе пластового газа 65
2.2 Экспериментальные исследования влияния паров воды на величину коэффициента извлечения конденсата
2.3 Выводы по разделу 2 73
3 Определение зависимости кик от присутствия нефти при разработке газоконденсатных залежей 74
3.1 Промысловые исследования попутно добываемой нефти по районам УКПГ при разработке газоконденсатных залежей 74
3.2 Экспериментальные исследования по влиянию на величину конденсатоотдачи примеси нефти в пластовой системе 78
3.3 Выводы по разделу 3 85
4 Опенка влияния фактора неравномерного ввода объектов в разработку на величину конденсатоотдачи 86
4.1 Анализ особенностей ввода в разработку эксплуатационных объектов Уренгойского месторождения 86
4.2 Экспериментальные исследования зависимости КИК от неравномерного ввода объектов в разработку 90
4.3 Обоснование мероприятий с целью доизвлечения выпавшего конденсата 95
4.4. Выводы по разделу 4 102
Основные выводы и рекомендации 103
Библиографический список литературы
- Методы определения параметров, характеризующих пластовую многокомпонентную систему
- Экспериментальные исследования влияния паров воды на величину коэффициента извлечения конденсата
- Экспериментальные исследования по влиянию на величину конденсатоотдачи примеси нефти в пластовой системе
- Экспериментальные исследования зависимости КИК от неравномерного ввода объектов в разработку
Методы определения параметров, характеризующих пластовую многокомпонентную систему
Важным фактором формирования углеводородов в нефтегазоконденсатных месторождениях являются их термодинамические условия. Геолого-промысловые факторы, оказывают влияние, в процессе эксплуатации месторождения, на равновесное состояние газоконденсатних систем. Практика разработки таких месторождений показывает, что многокомпонентные пластовые смеси являются сложными и уникальными углеводородными объектами. Трудность исследования связана со сложностью получения достоверной информации о фазовом состоянии углеводородов в процессе их разработки.
В развитие теории и экспериментальных исследований газожидкостных систем, моделирование и расчет их свойств, прогнозирование коэффициента извлечения конденсата и термодинамические аспекты конденсации углеводородов большой вклад внесли такие отечественные исследователи, как З.С. Алиев, А.И. Брусиловский, Т.А. Ботнева, А.С. Великовский, А.И. Гриценко, Н.А. Гужов, Г.Р. Гуревич, А.И. Дзюбенко, А.Г. Дурмишьян, Н.А. Еременко, К.Е. Зинченко, Л.М. Зорькин, Л.А. Ильченко, В.В. Истомин, Ю.М. Корчашкин, Ю.П. Коротаев, В.И. Лапшин, Ю.Ф. Макогон, А.Х. Мирзаджанзаде, А.А. Мосин, А.Ю. Намиот, Т.Д. Островская, В.И. Петренко, Е.И. Петрушевский, В.В. Радченко, Г.С. Степанова, P.M. Тер-Саркисов, Н.А. Тривус, О.Ф.Худяков, А.Б. Цатурянц, П.Т. Шмыгля, В.В. Юшкин, СМ Лютомский, В.Е. Мискевич, В.К. Федорцов и др.; зарубежные - К. Додсон, Д. Катц, М. Стендинг, И. Мак-Кетт, Е. Мак-Карти, В. Бой да. и другие.
Большинство исследователей подчеркивают важность экспериментальных исследований газоконденсатных систем, которые дают прямые данные и позволяют выявить определенные закономерности их поведения в конкретных горно-геологических условиях.
Особенностью разработки нефтегазоконденсатных месторождений является конденсация высококипящих углеводородов при снижении пластового давления в залежи. Известно, что содержание конденсата в пластовом газе зависит от условий формирования залежи, степени ее насыщенности, наличия нефтяной оторочки и состава пластовой нефти. Разрабатываемые в настоящее время нефтегазоконденсатные месторождения Крайнего Севера, стратиграфически приуроченные к меловым отложениям, имеют минимальную глубину нахождения залежей от 1500 м (Харасавейское месторождение) при пластовом давлении 15,5 МПа и температуре 60С. Валанжинские залежи Уренгойского месторождения открыты на глубинах от 1750 м до 3500 м. В пределах структуры выделяется Северный купол, Центральная приподнятая зона, осложненная более мелкими структурными элементами и Южный купол. Основные продуктивные горизонты нижнего мела соответствуют сортымской свите валанжин-готерива. Диапазон нефтегазоносности нижнемеловых отложений охватывает низы покурской свиты ПК18, ПК2і группы АУ, пласты БУ0-БУ5 (все пласты газонасыщенные), пласты БУ8, БУ8, БУ9, БУю-п, БУ12\ БУ13, БУ14 (нефтегазонасыщенные), пласты БУ 1, БУ122 (газонасыщенные).
Повышение молекулярной массы конденсата связано с переходом в газовое состояние более высокомолекулярных компонентов из пластовой нефти. И.С. Старобинец отмечал, что значительное влияние на конденсатосодержание пластовых газов оказывают свойства нефти, с которой контактирует газоконденсатная часть залежи [82]. Так, чем выше количество легкокипящих компонентов в нефти, тем выше содержание конденсата в пластовом газе. Повышенному содержанию высококипящих углеводородов в газе способствует также преобладание метановых фракций в составе нефти, а присутствие аренов, наоборот, ведет к снижению концентрации конденсатов. В.В. Кушниров отмечает, что фактором, обусловливающим растворимость пентанов в пластовом газе, является переход фракций нефти в газовое состояние.
На поведение конденсатов в пластовом газе воздействует нефтяная оторочка. В ряде залежей количественная и качественная характеристики высококипящих углеводородов связаны с типом коллекторов вмещающих отложений. Так, в месторождениях, относящихся к коллекторам терригенного типа, при равных термобарических условиях, потенциальное содержание конденсата в газе обычно выше. Исходя из мозаичного распространения нефтяных оторочек и их значительной неоднородности по эффективным толщинам, на Уренгойском месторождении выделено шесть опытных участков. Нефтяные оторочки приурочены к шести горизонтам нижнемелового продуктивного комплекса БУ8, БУ8, БУю-п, БУ 1, БУ 1, БУі4. Преобладают оторочки следующих типов: - краевого - в нефтегазовых залежах пластов БУ8 и БУю; - подстилающего - в пласте БУп и газонефтяной залежи пластов БУц и БУ 1 Южного купола; - крыльевого - в пласте БУ 1 в пределах Южного купола.
По результатам выполненных расчетов фазовых переходов и диффузионного рассеивания газа Г.С. Степановой [85], был сделан вывод, что концентрация пластового газа, имеющего повышенную насыщенность конденсатом, может иметь подтверждение о небольших размерах нефтяной оторочки. На значительных глубинах обнаружена схожесть физико-химических свойств и состава конденсата и нефтей. Газоконденсатные залежи переходного состояния были выделены в одну группу В.Г. Васильевым и др. [14, 86].
На содержание в пластовом газе конденсата существенное влияние оказывают пластовое давление и температура. Это подтверждается работами исследователей [5, 7, 9, 21, 89], которые отмечают, что в области повышенных термобарических условий при растворении высококипящих углеводородов в метане, давление оказывает воздействие на количественные и качественные факторы этого процесса, а влияние температуры - на количественные, и очень слабо - на качественные. Однако, прогнозировать значительный рост содержания конденсата с увеличением глубины залежи нельзя, так как реальные данные доказывают об увеличении с глубиной роли аренов во фракционном составе конденсатов, имеющих плохую растворимость, в отличие от других групп углеводородных соединений, то есть, на больших глубинах действует фактор, уменьшающий способность перехода высококипящих компонентов углеводородов в газовое состояние.
На количество конденсата в газовой фазе оказывает влияние и содержание нафтенов, обладающих повышенной растворимостью в метане, чем арены. Концентрация их с глубиной многопластовых месторождений, как правило, уменьшается. При трансформировании состава конденсата основные изменения также претерпевает состав газовой фазы углеводородной системы.
Исследование фактического материала, выполненного ООО ИТЦ «Газпром добыча Уренгой» показывает, что увеличение глубины залежи, то есть, увеличение пластовой температуры и давления гомологов метана, способствует наилучшей растворимости конденсата в пластовом газе. Таким образом по площади южного купола Уренгойского месторождения значение параметра (C2+C3+C4)/Ci 100 в составе углеводородов от верхних пластов к нижним повышается от 2,6% до 12%, а молярная доля конденсата - от 0,15% до 6%. В таблице 1.1 приведена физико-химическая характеристика конденсатов Уренгойского месторождения. Параллельно изменению газовой фазы меняется и групповой углеводородный состав конденсата. Причем массовая часть аренов вниз по разрезу месторождения повышается от 2% до 12%, а нафтеновых фракций убывает от 73% до 23%. Такие же закономерности выявлены для таких газоконденсатных месторождений, как Ханчейское, Юрхаровское, Заполярное и др.
Экспериментальные исследования влияния паров воды на величину коэффициента извлечения конденсата
В работе [77] качество поступивших с месторождения проб газа сепарации предложено оценивать в лабораторных условиях по выпадению из него жидкой фазы. Для этого баллон с отобранной пробой доводят до температуры сепарации, несколько раз переворачивают «вверх-вниз», выдерживают некоторое время при данной температуре. Если давление газа в баллоне соответствует давлению отбора пробы по промысловым данным, то проводят дополнительную проверку на возможное наличие капельного конденсата в газовом баллоне. Для этого газовый баллон приводят в вертикальное положение редукторным краном вниз. Приоткрывая вентиль редукторного крана убеждаются в отсутствии капельного конденсата. При наличии жидкой фазы в баллоне её сливают в мерную ёмкость для последующего анализа. Причиной наличия жидкой фазы может быть не соблюдение скорости заполнения баллона газом сепарации из промыслового сепаратора. Другой причиной не представительности пробы может являться не соответствующее содержание неуглеводородных компонентов (СОг, N2, Ог,) по причине недостаточно вакуумированного баллона, либо недостаточной продувки баллона газом сепарации. Жидкостные контейнеры (КЖ) с пробами насыщенного конденсата проверяют на герметичность при температуре сепарации. Анализируя давление открытия КЖ с давлением отбора сепарационной пробы, можно сделать вывод о герметичности контейнера. Представительность проб насыщенного конденсата контролируют путем изменения давления в КЖ на 2,0-3,0 МПа, падение давления во времени доказывает наличии газовой фазы. Образцы насыщенного конденсата поступающие с месторождения иногда не представительны по причине не герметичности КЖ:
Например, для скважины № 2340 Уренгойского месторождения насыщенный конденсат в КЖ №211 отобранный при давлении сепарции 3,9 МПа и температуре сепарации 11 С. При анализе пробы на представительность в лабораторных условиях давление в КЖ составило 1,4 МПа при температуре 24С. В связи с дефектом запорной иглы и износ сальников в конструкции кранов произошло снижение давления и образование газовой шапки. В другом случае для скважины № 283 насыщенный конденсат в КЖ №401 был отобран при условии сепарации 5,7 МПа и 27С, в лаборатории при температуре 28С давление составило 2,5 МПа. Контейнер герметичен, но образование двухфазной системы произошло из-за нарушения технологического режима отбора пробы. При определении гомогенности пробы при температуре в лаборатории необходимо учитывать отличие последней от температуры отбора пробы [69]. Перед загрузкой насыщенного конденсата в термостатируемую насосную ячейку проверяют герметичность жидкостного контейнера (КЖ), а также то, что проба конденсата находится в нём в однофазном состоянии. Для этого контейнер устанавливается и закрепляется вертикально на стойке цифрового насоса объемного замещения модель 2250-801, нижний вентиль которого подсоединяется к насосу через манифольд. К прессу подсоединяется цифровой манометр, который показывает давление в КЖ. В насосе имеется плунжер заданного диаметра, который передвигается в заполненной жидкостью (раствор глицерина) с измерительной винтовой передачей. Замещаемый движением плунжера объем измеряется в см3. Основным критерием качества отобранных на промысле проб является давление в контейнере. Контейнер доводят до температуры сепарации, после чего создается давление, равное давлению сепарации, при котором отобрана проба сырого конденсата. Если в течении времени давление не уменьшается, то проба представительная. В случае, когда температура сепарации ниже температуры в лаборатории, то давление в контейнере окажется выше давления сепарации. В момент открытия нижнего вентиля контейнера значение манометра резко увеличиться. Это означает, что контейнер герметичен. Если давление в контейнере окажется ниже давления сепарации, то контейнер можно отбраковать, за исключением случая, когда температура сепарации выше температуры в лаборатории.
Чтобы убедиться, что конденсат в контейнере находится в однофазном состоянии, измерительным прессом резко повышают давление в контейнере на 2,0-3,0 МПа. Если после этого давление постепенно снижается на 0,5-1,0 МПа, то в контейнере есть газовая фаза. В другом случае, если температура сепарации была выше температуры в лаборатории, то газовую шапку следует растворить в конденсате. Если температура сепарации была ниже температуры в лаборатории, то газовая шапка в контейнере говорит о некачественно отобранной пробе. Газовую шапку следует стравить, поддерживая в контейнере давление "открытия вентиля", или заменить контейнер дубликатом. При присутствии газовой шапки ее необходимо растворить, с этой целью увеличивают давление на 5,0 МПа. Растворение газовой шапки считается окончено, если при дальнейшем увеличении давления на 0,5-1,0 МПа оно не изменяется. Также перевод пробы насыщенного конденсата в гомогенное состояние достигается перемешиванием пробы при температуре сепарации. Представительность проб насыщенного конденсата, определяется сравнением коэффициентов усадки, определенных в лаборатории и в промысловых условиях. Отобранные пробы считаются качественными, если разница коэффициентов усадки не превышает 1-2%. Выше описанные мероприятия в основном необходимы для контроля качества пластовых проб, отбираемых на промысле. В работе [93] предлагается определять качество рекомбинирования созданием условий сепарации в ячейке-PVT.
Опыт проведения экспериментальных исследований на установке Chandler Engineering выявил актуальность данной проблемы, которая возросла при изучении газоконденсатной системы валанжинских залежей. Исходный состав пластовой смеси рассчитывается на основании результатов исследований проб газа сепарации и насыщенного конденсата. Рекомбинирование пластовой системы является сложным процессом, на конечный результат которого оказывают факторы начиная от замеров дебитов газа, конденсата, воды и процентного содержания нефти в смеси до составления пробы. Перед загрузкой в ячейку фазовых равновесий газа сепарации из баллона она промывается спирто-бензольной смесью и продувается азотом, затем вакуумируется до остаточного давления 7-9 мм.рт.ст. Определение объема загружаемого газа сепарации обусловливается конструктивными особенностями PTV-установки, исходным конденсатогазовым фактором и комплексом осуществляемых исследований. Количество в ячейке- РУТгаза. сепарации рассчитывается по формуле:
Экспериментальные исследования по влиянию на величину конденсатоотдачи примеси нефти в пластовой системе
Результаты промыслово-лабораторных исследований выявили, что в продукции газоконденсатных скважин присутствует примесь нефти. Для определения количественного содержания нефти в пластовой смеси применялся метод инфракрасной спектрометрии с использованием спектрометра Фурье-преобразованием фирмы Perkin-Elmer, который позволяет сделать оценку изменений, в компонентном составе газоконденсатных систем. В процессе исследований анализировались отобранные пробы газовой и жидкой фаз непосредственно из объектов разработки. Анализ ИК-спектрометрии показал, что в большинстве образов газоконденсатов зафиксирован эффект смещения, характерный для флюидов при проявлении примеси нефти [1].
Экспериментальные исследования по влиянию на величину конденсатоотдачи примеси нефти в пластовой системе В условиях разработки многопластовых месторождений представляют интерес данные об изменении степени КИК при разном содержании рассеянной нефти в пластовой газоконденсатной системе. В работе [19] авторами А.И. Гриценко, В.В.Юшкиным Т.Д. Островской, и другими на основании экспериментальных и теоретических исследований показано, что при разработке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения возникла существенная разница между фактической добычей конденсата проектной. Исследования выполнялись с применением универсальной методики ВНИИгаза для газоконденсатных объектов характеризующихся остаточной нефтенасыщенностью.
Моделирование осуществлялось методом дифференциальной конденсации пластовой системы «конденсат-нефть» с последующим увеличением процентного содержания нефти в системе. Выявленные нетривиальные закономерности показывают, что присутствие рассеянной нефти показывает повышенное воздействие на процесс добычи газоконденсата Оренбургского месторождения.
А.И. Брусиловским в работах [11, 13] рассмотрена методика уточнения в процессе разработки величины КИК с учетом влияния остаточной нефтенасыщенности. При исследовании определялись прогнозные коэффициенты конденсато- и компонентоотдачи. На основе проведенного математического моделирования соответствующих процессов фазового поведения пластовой смеси, выявлено негативное влияние нефти на прогнозную динамику процессов дифференциальной конденсации. Наряду с достаточно хорошими результатами в некоторых случаях прогнозная величина при расчете процесса дифференциальной конденсации расходится с экспериментальными значениями.
С целью выявления закономерностей, влияющих на изменение фазового состояния углеводородов в процессе реализации принятой системы разработки месторождения была поставлена серия PVT-экспериментов. Опыты проводились на установке Chandler Engineering по конденсации пластовой системы валанжинских залежей для определения влияния на величину извлечения конденсата попутно добываемой нефти. Моделирование процесса разработки залежи с примесью попутно добываемой нефти проводилось методом дифференциальной конденсации. Комплекс исследований фазовых процессов многокомпонентной системы заключался в последовательном увеличении концентрации нефти в PVT-ячейке от 5%, 10% до 15% масс от объема конденсата, содержащегося в пластовом газе. Опыты проводились на рекомбинированных пробах насыщенного конденсата и газа сепарации в соответствии с конденсатогазовым фактором (КГФ), замеренным при проведении промысловых испытаний.
Автором в ходе постановки и проведения серии опытов при пластовом давлении 28,10 МПа и температуре 80С определялось влияние различной доли примеси нефти в системе на величину конденсатоотдачи. Приведенные термобарические показатели в опытах близки к условиям Уренгойского месторождения, пробы нефти отобраны из реальных исследуемых объектов разработки. Методика проведения опыта заключается в том, что делалась серия загрузок проб с различным содержанием примеси нефти. Система приводилась в равновесие для каждой загрузки, затем при поэтапном снижении давления определялись пластовые потери конденсата. На основании полученных данных рассчитывалась величина КИК. В таблице 3.5 приведены результаты PVT исследований без примеси нефти в газоконденсатной системе. На рисунке 3.1 изображены кривые пластовых потерь конденсата при различной концентрации примеси нефти в газоконденсатной системе.
Для данной газоконденсатной смеси давление начала конденсации равно пластовому. При изучении фазовых процессов пластовой системы без примеси нефти, полученная кривая зависимости пластовых потерь ретроградного конденсата от изменения давления постепенно увеличивается до максимума в области максимальной конденсации, а затем убывает. Доля добычи конденсат за прогнозный период разработки Уренгойского месторождения изображена на рисунке 3.2.
Доля добычи конденсата за прогнозный период Результаты выполненных экспериментов показали, что при разработке валанжинских залежей в отсутствии попутно добываемой нефти в период процесса нормальной конденсации отобрано 42% конденсата. При дальнейшей разработке на режиме истощения до атмосферного давления 0,1 МПа в области испарения пластовой системы добыто 30% конденсата. Из рисунка 3.2 видно, что пластовые потери конденсата - 28%. Коэффициент извлечения конденсата составил 0,72.
В опыте, когда газоконденсатная смесь содержит в своем составе примесь нефти до 5% масс от объема конденсата при начале конденсации виден резкий рост пластовых потерь и последующее монотонное уменьшение ниже области максимальной конденсации. Результаты экспериментальных исследований газоконденсатной системы насыщенной пластовой нефтью приведены в таблице 3.6.
Количество выпавшего конденсата в пласте,см /м 0 34,6 63,7 85,6 101 106,2 99 90,4 84 75,4 В этом случае достигается сближение величин максимальной конденсации и давления начала конденсации. Так в системе при содержании примеси нефти 5% масс от объема конденсата давление максимальной конденсации увеличилось на 1,90 МПа и составило 11,60 МПа, а в системе без примеси нефти давление максимальной конденсации составило 9,80 МПа. Так содержание в пластовой системе примеси нефти приводит к более заметному отклонению от классической зависимости пластовых потерь конденсата при изменении давления. Прогнозная доля добычи конденсата при содержании нефти 5% в условиях разработки Уренгойского месторождения изображена на рисунке 3.3
Экспериментальные исследования зависимости КИК от неравномерного ввода объектов в разработку
На основании проведенных экспериментальных PVT-исследований выявлено, что доля влияния углеводородных растворителей на испарение выпавших компонентов конденсата различная. Наибольшее влияние на фазовые переходы углеводородов системы оказывает этан, затем по эффективности испарения следует углекислый газ.
Обобщение результатов исследований по влиянию пропан-бутановой смеси на доизвлечение выпавшего конденсата показали, что при текущих пластовых термобарических условиях ПБС находится в жидком состоянии. Поэтому эффект по влиянию пропан- бутановой фракции на конденсатоотдачу не получен, из-за дополнительного увеличения количества жидкой фазы в выпавшем конденсате. Испарение фракции происходит только на завершающей стадии проведения опыта при давлении в системе менее 2 МПа.
С целью увеличению продуктивности работы скважин выполнена оценка влияния газовых и жидких реагентов на фильтрационные процессы. Для анализа эффективности воздействия на ПЗП различных типов растворителей, было проведено математическое моделирование работы скважины [18]. При моделировании использован программный комплекс Eclipse 300. В результате численного эксперимента дифференциальной конденсации с применением пакета PVTsim получена динамика насыщенности жидкой фазой, содержания компонентов смеси в газовой фазе и рассчитано потенциальное содержание углеводородных компонентов конденсата. Кривые относительных фазовых проницаемостей для систем «конденсат - газ» и «конденсат - вода» воспроизведены на основании обобщения экспериментальных данных по залежам неокомских отложений. В качестве углеводородных реагентов закачивался сухой газ, пропан-бутановая смесь (в соотношении 50/50, % мол.) и этан. В ходе эксперимента насыщенность конденсатом в ПЗП достигла критической в радиусе 5 метров при давлении равно 11,2 МПа, конденсатный вал достигал радиуса 20 метров вокруг скважины. Нагнетание растворяющего агента моделировалась в течение 5 суток (пропан-бутановая смесь продавливалась в пласт сухим газом в течение дополнительных 5 сут). Рассчитывался объем закачки пропан - бутановой фракции (ПБФ) составлял - 200, 300 и 450 тыс. м3 с продувкой сухим газом в количестве 240, 360 и 550 тыс. м соответственно и газообразных растворителей в объеме 200, 300 и 500 тыс. м3. После обработки скважина эксплуатировалась с постоянным дебитом 150 тыс. м /сут. По данным теоретических и экспериментальных исследований, физические явления, происходящие в процессе обработки скважины газом и промежуточными углеводородными компонентами, различаются. При закачке в скважину сухого газа происходит процесс испарения промежуточных и тяжелых компонентов из пластовой жидкости в нагнетаемый газ и вынос за пределы призабойной зоны. При этом в прискважинной области возможно вытеснение выпавшего конденсата газом [88].
Нагнетание этана в пласт проводилось при давлениях 10-12,0 МПа. В условиях истощенной газоконденсатной залежи этан растворяется в газовой и жидкой фазах, что обеспечивает достаточно высокую эффективность использования этана в качестве растворителя. Реагент, растворившись в выпавшем конденсате при постоянном компонентном обмене в смеси, формирует на фронте вытеснения газоконденсатный вал с повышенной насыщенностью, при которой начинается двухфазная фильтрация. Повышение плотности реагента позволяет увеличить эффект процесса вытеснения. При дальнейшей эксплуатации скважины, вал жидких углеводородов начинает перемещаться в ее сторону. При движении насыщенность в нем понижается из-за испарения легких компонент смеси. Через несколько дней после обработки этот вал останавливается, не достигая забоя скважины. С течением времени насыщенность вала увеличивается из-за ретроградной конденсации углеводородов в ПЗП.
Нагнетание пропан-бутановой смеси с продавкой сухим газом осуществляет процесс оттеснения газоконденсатной системы из прискважинной области пласта. Образовавшийся вал углеводородной жидкости, продвигается сухим газом в вглубь залежи. На переднем фронте оторочки происходит смешивающееся вытеснение конденсата реагентом с доминированием ретроградной конденсации. В глубине пласта преобладает процесс испарения углевородородов. В результате обработки выпавший конденсат удаляется в радиусе до 10 метров, а в радиусе до 30 метров наблюдается вал жидких углеводородов. После осушения призабойной зоны продуктивность скважины восстанавливается. Фазовое поведение пластовой смеси после обработки определяет изменение продуктивности скважины во времени. При эксплуатации скважины на границе обработанной области насыщенность жидкостью снижается, положение вала жидких углеводородов остается неизменным. Расформирование вала обусловлено испарением жидких углеводородов в фильтрующийся газ [89].
Моделирование обработки скважины сухим газом показало, что осушенная прискважинная область не превышает одного метра. Область, насыщенная оставшимся после обработки конденсатом, расширяется и приближается к забою скважины. В течение 0,5-2 месяцев в зависимости от объема закачки насыщенность конденсатом становится такой же, как до ее обработки. Для полного осушения ПЗП необходимы объемы нагнетания порядка миллионов кубометров сухого газа. Значения продуктивности скважины после нагнетания различных объемов агентов в течение времени представлены в таблице 4.4.
Так, наименьшая продуктивность наблюдается в случае закачки сухого газа. В добываемом пластовом газе отмечается незначительное увеличение мольной доли метана, этана и пропана, в большей степени - бутана. Продуктивность после обработки этаном и пропан-бутановой смесью в 5 раз больше, чем до обработки. После обработки этаном происходит увеличение в продукции - этана, тяжелых компонент с молярной массой 98-250 г/моль. После обработки ПЗП пропан-бутановой смесью увеличение доли углеводородных компонентов конденсата в продукции не наблюдается.