СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОБВОДНЕНИЯ ЕСТЕСТВЕННЫХ И ИСКУССТВЕННЫХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/32 E21B33/13 

Изобретение относится к газонефтедобывыющей промышленности, в частности к способам предотвращения обводнения естественных и искусственных газовых залежей.

Известен способ ограничения притока воды в скважину путем отбора части внедряющейся в залежь воды через разгрузочные скважины, расположенные вблизи начального контура газоносности [1].

Недостатком известного способа является невозможность регулирования величины фазовой проницаемости и направления движения волы в пределах залежи, следствием чего является значительный объем отбираемой воды.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому способу является способ предотвращения обводнения естественных и искусственных газовых залежей, включающий последовательную закачку в водоносную систему пласта раствора пенообразующего поверхностно-активного вещества и газа (2).

Недостатком известных способов является низкая эффективность предотвращения обводнения естественных и искусственных газовых залежей, поскольку они имеют локальный характер воздействия. Фазовая проницаемость для воды снижается преимущественно в призабойной зоне, в результате чего вода вскоре обходит эти места и прорывается к соседним скважинам.

Задачей настоящего изобретения является увеличение периода безводной эксплуатации месторождений и подземных хранилищ газа, за счет регулирования скорости движения пластовых вод.

Сущность способа заключается в том, что в известном способе предотвращения обводнения естественных и искусственных газовых залежей, включающем последовательную закачку в пласт поверхностно-активного вещества и газа, согласно изобретению, дополнительно определяют параметры пористости и проницаемости пласта и направление движения пластовой воды, на этом направлении определяют координаты участка пласта с нулевой или низкой газонасыщенностью и бурят на нем по крайней мере одну разгрузочную скважину или используют обводнившуюся эксплуатационную, в качестве поверхностно-активного вещества используют поверхностно-активное вещество с поверхностным натяжением 17-28 м Дж/м², а отбор пластовой воды ведут через разгрузочную скважину или обводнившуюся эксплуатационную скважину.

При этом в качестве поверхностно-активного вещества используют низкомолекулярный спирт.

Причем последовательную закачку в пласт поверхностно-активного вещества и газа повторяют несколько раз.

Кроме того, отбор пластовой воды через разгрузочную скважину или обводнившуюся эксплуатационную скважину ведут периодически.

Предлагаемый способ основан на использовании эффекта Гиббса-Марангони, сущностью которого является возникновение поверхностной турбулентности при межфазовом контакте поверхностно-активного вещества (ПАВ) с низким поверхностным натяжением ( σ ) и воды, имеющей значение поверхностного натяжения в 3-4 раза больше, чем у поверхностно-активного вещества.

Наличие градиента поверхностного натяжения вызывает движение в поверхностном слое. Течение происходит из областей малых в область больших поверхностных натяжений вследствие самопроизвольного уменьшения энергии Гиббса поверхности. Скорость поверхностного течения раствора тем выше, чем больше поверхностная активность dσ/dc растворенного поверхностно-активного вещества и разность концентраций в направлении движения.

Теоретический анализ показал, что возникновение нестабильности поверхности зависит также от соотношения вязкостей и от соотношения коэффициентов диффузии для обеих фаз.

В качестве примера, наглядно демонстрирующего проявления эффекта Гиббса-Марангони, приводится резкое снижение устойчивости тонких водяных пленок при соприкосновении с каплей этилового спирта: вода немедленно удаляется с места соприкосновения в стороны, где поверхностное натяжение больше.

На фиг.1 представлена схема модели пласта.

На фиг. 2 представлена зависимость безразмерных параметров x и α. .

Способ проводят в лабораторных условиях в пористо-капиллярной среде, в качестве которой используют линейную модель пласта с насыпным кварцевым песком в смеси с маршаллитом 93% кварцевого песка, и 7% маршаллита).

Толстостенную трубу 1, имеющую внутренний диаметр 82 мм и высоту 518 мм, заполняют смесью кварцевого песка с маршаллитом 2. Труба 1 разделена на две части поперечной съемной латунной сеткой 3 с размерами ячеек 0,1 мм х 0,1 мм и толщиной 0,1 мм, при этом высота верхней части модели составляет 218 мм, а нижней - 300 мм. По обе стороны сетки 3 на диаметрально противоположных концах боковой поверхности трубы 1, соприкасаясь с нижней и верхней частями круглой торцовой поверхности сетки 3, установлены два одинаковых штуцера 4 с внутренним диаметром 50 мм и длиной 150 мм каждый. На концах штуцера 4, обращенных во внутрь трубы 1, установлены защитные сетки 5 с вышеуказанными размерами ячеек.

Штуцеры 4 предназначены для отбора воды, поверхностно-активного вещества и раствора поверхностно-активного вещества в воде.

В нижнюю часть трубы 1 подают воду, а в верхнюю - поверхностно-активное вещество.

В качестве поверхностно-активного вещества используют 98%-ый метанол, а в качестве газа - воздух.

В процессе эксперимента давление в обеих частях модели поддерживают на уровне 7,1 ат.

При проведении подготовительных опытов находят значения коэффициентов пористости и проницаемости, равные соответственно 0,25, 0,46 Д (по воде) и 0,41 Д (по метанолу).

Скорость фильтрации метанола и воды без взаимного контакта составляет 11,11•10^-4 м/с. В результате поверхностного взаимодействия скорость движения воды увеличивается на 10%. При этом концентрация метанола в воде, определяемая с помощью рефрактометра ИРФ-23, составляет 0,1 мольных долей.

Эти данные убедительно свидетельствуют о проявлении эффекта в пористо-капиллярной среде.

В предлагаемом способе представлены технические и термодинамические условия проявления эффекта Гиббса-Марангони применительно к подземным коллекторам терригенного состава, обладающих развитой сетью пор и капилляров, по которым движется пластовая вода.

Технические условия определяются последовательно проводимой закачкой в пласт поверхностно-активного вещества и газа. Через эксплуатационную скважину, находящуюся на направлении фронта продвижения языка обводнения, закачивают расчетное количество поверхностно-активного вещества.

В качестве поверхностно-активного вещества используют низкомолекулярные спирты, например, метан, этанол, пропан или одно из поверхностно-активных веществ, имеющих поверхностное натяжение порядка 17^oC28 мДж/м².

После закачки поверхностно-активного вещества через эксплуатационную скважину закачивают газ, расход которого находят опытным путем.

В качестве газа используют сухой отбензиненный природный (нефтяной) газ или любой другой плохо растворимый в воде газ при пластовых давлениях 30 - 299 ат, имеющий низкую коррозионную активность.

Каждое из вышеупомянутых поверхностно-активных веществ обладает высокой смачивающей способностью. Благодаря этому, при отсутствии языка обводнения в пределах призабойной зоны в радиусе 1,5 м в азумутальном и зенитном направлениях поверхностно-активное вещество под давлением закачиваемого газа, превышающем пластовое на 2-3 ат пропитывает участок пласта объемом 1-1,2 м³. При необходимости пропиткой поверхностно-активного вещества охватывают значительно больший объем пласта путем увеличения давления закачиваемого газа.

В случае обводнившейся скважины закачку поверхностно-активного вещества и газа сначала ведут под давлением, превышающем пластовое на 20 ат, чтобы оттеснить воду.

Во всех трех рассматриваемых случаях давление газа после закачки поверхностно-активного вещества снижают и поддерживают на уровне пластового давления. Взаимодействие поверхностно-активного вещества с пластовой водой в присутствии газовой фазы уменьшает поверхностное натяжение последней и улучшает тем самым и смачивающую способность. Избыток поверхностной энергии Гиббса создает возможность для перемещения воды в направлении участка пласта с большим значением поверхностного натяжения. Это определяет одно из термодинамических условий проявления эффекта.

Путем закачки газа в пласт вводится третья фаза, которая наряду с жидкой и твердой фазами, является другим термодинамическим условием проявления эффекта.

Кроме того, давление закачиваемого газа, равное пластовому, приостанавливает перемещение языка обводнения в направлении продуктивного пласта. В результате пластовая вода под давлением водонапорной системы повернет в сторону от участков пласта с большим поверхностным натяжением.

При этом с поверхностно-активным веществом, распределенном в порах участка пласта, в каждый момент времени взаимодействуют до полного его исчезновения, свежие порции движущейся воды, обновляя поверхность межфазового контакта. Описание механизма этого взаимодействия изложено в теории обновления поверхности Хигби.

Без обновления межфазовой поверхности в подземных коллекторах терригенного состава, производимого движущейся пластовой водой, проявление эффекта Гиббса-Марангони невозможно.

Поддержанию скорости поверхностного течения будет способствовать совпадение по знаку градиента давления пластовой воды, создаваемого водонапорной системой, с градиентом поверхностного натяжения. Образующийся в процессе межфазового взаимодействия низкоконцентрированный (0,1 - 0,15 моль/моль) раствор поверхностно-активного вещества в пластовой воде обладает большой подвижностью за счет того, что имеет пониженное по сравнению с водой поверхностное натяжение.

Вследствие этого капиллярная пропитка не оказывает существенного влияния на скорость перемещения пластовой воды, поскольку капиллярное давление уменьшается прямо пропорционально снижению поверхностного натяжения.

Скорость и направление движения пластовой воды зависят, кроме того, от проницаемости пород, имеющей функциональную связь с поверхностным натяжением. Известно, что проницаемость прямо пропорциональна квадрату поверхностного натяжения.

Вследствие литолого-фациальной изменчивости пород величина коэффициента проницаемости коллекторов значительно колеблется как в пределах однопластовой залежи, так и в залежах многопластовых месторождений. Поэтому при снижении поверхностного натяжения пластовая вода под действием эффекта Гиббса-Марангони и давления водонапорной системы перемещается по залежи от участка пласта, где она взаимодействует с поверхностно-активным веществом, в зону с большим значением поверхностного натяжения и, следовательно, большей проницаемостью. Чтобы нанести этот маршрут перемещения воды на структурную геологическую карту, используют данные коллекторских свойств пластов, полученных при проведении лабораторных исследований кернов, геофизических исследований скважин, расчетов процесса неустановившейся фильтрации и перемещения подвижной границы раздела фаз газ-вода в случае решения трехмерной задачи, по которым определяют, кроме того, направление и скорость движения языков обводнения. На основе комплексного анализа упомянутых данных определяют также координаты участка пласта с нулевой и низкой газонасыщенностью и значительной проницаемостью, на котором бурят разгрузочную скважину для отбора пластовой воды.

В соответствии с результатами проведенных расчетов неустановившейся фильтрации и передвижения подвижной границы раздела фаз газ - вода находят скорости движения контура газ - вода и перемещения языка обводнения.

По разнице скоростей определяют периодичность дренажа и количество отбираемой пластовой воды. Данные по периодичности отбора воды используют для' нахождения месячного количества закачиваемого в пласт поверхностно-активного вещества.

Альтернативным вариантом бурения разгрузочной скважины является применение обводнившейся эксплуатационной скважины. При этом осуществляют ремонт последней: цементируют лишние интервалы, не лежащие на направлении перемещения пластовых вод, оставляют отвечающие этому условию необходимые интервалы перфорации или перфорируют новые.

В обоих рассмотренных случаях прослеживается аналогия с регулятором расхода жидкости, в котором в качестве исполнительного механизма ( клапана или управляемой задвижки) используются нагнетаемые поверхностно-активные вещества и газ, а отбор пластовой воды является управлением скоростью движения воды.

Эффект Гиббса-Марангони длится до тех пор пока весь закаченный объем поверхностно-активного вещества не вступит во взаимодействие с пластовой водой. Наличие поверхностно-активного вещества в пласте и его расхода контролируют путем систематического отбора проб пластовой воды на устье разгрузочной скважины и проведения рефрактометрического анализа.

Количество поверхностно-активного вещества, закачиваемое в пласт, приближенно определяют на основе модели обновления поверхности Хигби.

В соответствии с этой моделью при возникновении поверхностной турбулентности коэффициент массопередачи в жидкой фазе β_ж увеличивается в x раз; x является безразмерным параметром.

Поверхностная турбулентность описывается посредством модели вращающихся ячеек.

Предполагается, что пульсации скорости доставляют вихри жидкости из основной ее массы в некоторые области поверхности. При этом на поверхности появляются зоны с различным поверхностным натяжением и возникает движение из зон с малым поверхностным натяжением в зоны с большим поверхностным натяжением. Для мгновенных скоростей вдоль осей X и Y, направленных соответственно параллельно и перпендикулярно межфазовой поверхности, принимают выражения:
U = U_o[1+A sinn(X-ω•t)cosn₁Y (1);

где
U₀ - средняя скорость раствора поверхностно-активного вещества вдоль оси X, м/с;
A - амплитуда колебаний скорости;
ω - скорость распространения волн на межфазовой поверхности;
n, n₁ - волновые числа в направлении осей X и Y, м, причем связь волнового числа с длиной волны λ выражается соотношением: n = 2π/λ;
t - время контакта поверхностно-активного вещества и воды, с.

Принимая ω = U_o, , а размеры ячеек вдоль соответствующих осей координат равными половине длины волны, так что
n = π/X_o,
где
X₀ - длина ячейки в направлении оси X, м;
π = 3,14
выводят уравнение:

где
ρ_ж - плотность раствора, кг/м³;
ν_ж - кинематическая вязкость раствора, м²/с;
Δσ - градиент поверхностного натяжения, мН/м.

Параметр X является функцией безразмерной величины α,
(4)
где
D_ж - коэффициент диффузии поверхностно-активного вещества в жидкой фазе, м²/с.

Вид этой функции приведен на фиг. 2.

Принимая X_o = 10^-4м; |Δσ| = 10^-3мH/м;
ν_ж = 10^-6м²/c; ρ_ж = 1000кг/м³, D_ж = 2•10^-9 м²/с;
U₀=1 м/с
По уравнению (3) находят:

где

По уравнению с (4) находят α, принимая n = n₁:α = 2,5, чему на фиг.2. соответствует x = 3,25.

Коэффициент массоотдачи в жидкой фазе определяют по формуле:

где
V₀ - средняя пульсационная скорость в направлении Y;
V₀ = 0,785•10 м/с.

V₀ находят из уравнения (2), когда
cosn(X-ωt)sinn₁Y = 1,
при
X = 0; ωt = X_o; n = π/X_o; n₁ = π/2X_o;
Y = X₀/2; β_ж = 3,11•10^-8м/с.
Для вышеуказанных условий расчетное значение параметра х определяемое по уравнению (4), будет равным α = 0,625 .

Этому значению α на фиг. 2 соответствует параметр x равный 1,15.

Коэффициент β_ж с учетом поправки на межфазовое взаимодействие несколько увеличится:

или 0,093 м/мес.

Месячный раскол 98%-ного метанола (кмоль/мес) через 1 м² эффективной поверхности пласта рассчитывают при следующих условиях. Пластовую температуру принимают равной 20^oC.

Концентрацию метанола в воде берут по данным выше упомянутого лабораторного эксперимента. При этом мольную долю переводят в объемную концентрацию:
C = 0,1 моль/моль = 5,01 кмоль/м³ или 160,3 кг/м³.

С учетом мольной массы и плотности раствора метанола в воде, соответственно равных 19,4 и 972,5 кг/м³, находят месячный расход метанола:

где
коэффициент массопередачи в жидкой фазе с учетом поправки, м/мес;
C - концентрация метанола в воде, кмоль/м³;
F - поверхность межфазового контакта, м²;
Q^км - месячный расход метанола, кмоль/мес.

Или, переходя к объемным единицам:
Q^об = Q^кн•M_м/ρ_м = = 0,466•32/797,6 = 18,71•10^-3 м³/мес,
где
Q^об. - объемный расход метанола, м³/мес;
М_м - мольная масса метанола, кг/м³;
ρ_м - плотность 98%-ного метанола при 20^oC, кг/м³.

Принимая расстояние от забоя разгрузочной скважины равным 200 м, а эффективную поверхность фильтрации раствора 1 м² месячный расход метанола в пласте составит:
Qⁿ = 18,71•10^-3•200 = 3,748 м³/мес.

Принимая диаметр скважины равным 0,1 м, а глубину до забоя 1000 м, месячный расход метанола через скважину будет равен:
Q^c = 18,71•10^-3•0,00785•1000 = 0,148 м³/мес,
где
0,00785 = πr² - - площадь поперечного сечения скважины, м².

Суммарный месячный расход метанола составит:
Q_сум = 3,748 + 0,148 + 3,896 м³/мес.

Первоначально до взаимодействия с водой для пропитки пласта закачивают:
24,35•32/797,6 = 0,977 м³/мес метанола,
где
24,35 кмоль/м³ - объемная концентрация метанола в пласте.

Это количество метанола израсходуется за 0,977/3,896 = 0,25 мес.

Периодичность закачки метанола и газа определяется разностью скоростей продвижения языка обводнения контура газ - вода. Если принять скорость продвижения языка обводнения равной 291,7 м/мес., а контура газ - вода 218,8 м/мес, то разность скоростей составит 72,9 м/мес.

Создавая с помощью предлагаемого способа на пути перемещения языка обводнения нулевую фазовую проницаемость для воды и проводя отбор пластовой воды через разгрузочную скважину, находят, что для выравнивания контура потребуется 72,9/218,8 = 0,33 мес. Следовательно, количество метанола, необходимое для закачки в пласт, в этот период составит:
Q = 3,896•0,33 = 1,286 м³/мес.

или
Q = 1,286•797,6 = 1025,6 кг = 1,026 т.

Если срок окончания взаимодействия поверхностно-активного вещества с водой наступит до выравнивания газоводяного контура, то закачка газа не должна прекращаться. Последнюю операцию заканчивают только в момент или после выравнивания контура. При этом прекращают отбор воды из разгрузочной скважины или сокращают до величины, обеспечивающей использование энергии упруговодонапорного режима системы, с одной стороны, с другой, - снижение скорости продвижения языка обводнения. В случае увеличения этой скорости, вызванного какими-либо причинами, производят увеличение отбора воды в разгрузочной скважине.

Если это мероприятие оказывается недостаточно эффективным, то дополнительно производят закачку газа, когда и эта операция не достигает цели, вновь осуществляют последовательную закачку поверхностно-активного вещества и газа.

Благодаря возможности регулирования скорости путем изменения направления и периодических отборов мигрирующий пластовой воды, обеспечивающей выравнивание контура газ - вода, предлагаемый способ может быть использован на любой стадии разработки месторождения и эксплуатации подземных газовых хранилищ.

Источники информации:
1. Коротаев Ю.П., Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсантных месторождений. М., Недра. 1981 с. 285.

2. Патент США N 3330351, 166/29, 167.

Использование: в газонефтедобывающей промышленности, в частности при предотвращении обводнения естественных и искусственных газовых залежей. Обеспечивает увеличение периода безводной эксплуатации месторождений и подземных хранилищ газа за счет регулирования скорости движения пластовых вод. Сущность изобретения: по способу осуществляют последовательную закачку в пласт поверхностно-активного вещества (ПАВ) и газа. Определяют параметры пористости и проницаемости пласта и направление движения пластовой воды. На этом направлении определяют координаты участка пласта с нулевой или низкой газонасыщенностью и бурят на нем по крайней мере одну разгрузочную скважину или используют обводнившуюся эксплуатационную. В качестве ПАВ используют ПАВ с поверхностным натяжением 17 - 28 мДж/м². Отбор пластовой воды ведут через разгрузочную скважину или обводнившуюся эксплуатационную скважину. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ предотвращения обводнения естественных и искусственных газовых залежей, включающий последовательную закачку в пласт поверхностно-активного вещества и газа, отличающийся тем, что дополнительно определяют параметры пористости и проницаемости пласта и направление движения пластовой воды, на этом направлении определяют координаты участка пласта с нулевой или низкой газонасыщенностью и бурят на нем по крайней мере одну разгрузочную скважину или используют обводнившуюся эксплуатационную, в качестве поверхностно-активного вещества используют поверхностно-активное вещество с поверхностным натяжением 17 - 28 мДж/м², а отбор пластовой воды ведут через разгрузочную скважину или обводнившуюся эксплуатационную скважину. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества используют низкомолекулярный спирт. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что последовательную закачку в пласт поверхностно-активного вещества и газа повторяют несколько раз. 4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отбор пластовой воды через разгрузочную скважину или обводнившуюся эксплуатационную скважину ведут периодически.