СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ Российский патент 2010 года по МПК C09K8/506 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для селективной изоляции подошвенных вод в газовых скважинах, и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ в газовых скважинах при разработке газовых и газоконденсатных залежей.

Известен способ изоляции водопритока в газовых скважинах, включающий закачку в призабойную часть суспензии водорастворимого полимера в органической жидкости (RU 2188930 С2, E21D 33/138, 2002).

Недостатком указанного способа является сложность в осуществлении и недостаточная эффективность.

Известен способ изоляции притока подошвенной воды в скважину, заключающийся в закачке в призабойную зону аэрированного цементного раствора, а после закачки аэрированного цементного раствора в призабойную зону закачивают предгоны фторсиликоновой жидкости (АС 939739, Е21В 43/32, 1982).

Недостатком этого способа является повышенная обводненность газовых скважин и недостаточная эффективность процесса изоляции водопритока в газовых скважинах.

Известен состав для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, включающий отход процесса подготовки нефти и органический растворитель - АПК, и способ приготовления состава для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, предусматривающий смешивание органического растворителя с отходом процесса подготовки нефти (RU 2126082 С1, Е21В 43/22, 1992).

Наиболее близким к изобретению является состав для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, включающий отход процесса подготовки нефти и органический растворитель. Дополнительно указанный состав содержит поверхностно-активное вещество - оксиэтилированный алкилфенол, например ОП-10 или неонол АФ 9-12, а в качестве отхода процесса подготовки нефти содержит сгущенный на ленточных пресс-фильтрах нефтешлам-кек (RU 2177539 С2, Е21В 43/22, 1999).

Недостатком указанного состава является поступление в скважину подошвенной воды из-за прорыва ее из нижележащих горизонтов через наиболее проницаемые участки пласта. Кроме того, этот состав малоэффективен, так как закачиваемая жидкость не может быть легко удалена из газонасыщенных участков пласта, и имеет низкую селективную способность.

Задачей изобретения является разработка эффективного состава для изоляции подошвенных вод в газовых скважинах путем селективного воздействия на водонасыщенную часть пласта.

Техническим результатом изобретения является улучшение водоизолирующей способности заявленного состава, обеспечивающего уменьшение обводненности добываемого газа при разработке газовых и газоконденсатных залежей.

Для достижения указанного технического результата состав для изоляции водопритока в газовых скважинах, содержащий поверхностно-активное вещество и углеводородный растворитель, согласно изобретению в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества содержит Нефтенол АБР, а в качестве углеводородного растворителя - легколетучий компонент из группы: газовый конденсат, дистиллят газового конденсата, петролейный эфир, газовый бензин или их смесь, при следующем соотношении компонентов в мас.%:

Нефтенол АБР 1-10 углеводородный растворитель остальное.

Гидрофобизатор Нефтенол АБР выпускается согласно ТУ 2483-081-17197708-03. В качестве легколетучего углеводородного растворителя могут быть использованы: стабильный и нестабильный газовый конденсат, дистиллят газового конденсата, нестабильный газовый бензин, петролейный эфир и другие аналогичные углеводородные растворители или их смеси. При этом легколетучий углеводородный растворитель должен содержать не менее 80% компонентов, давление паров которых в добываемом газе должно быть ниже давления насыщения при температуре призабойной зоны пласта. Поэтому наиболее подходящими для применения заявляемого состава являются метановые залежи.

Газовый конденсат или дистиллят газового конденсата имеются на промысле и поэтому их использование уменьшает транспортные издержки, что особенно важно в условиях Крайнего Севера. Низкая температура замерзания Нефтенола АБР и легколетучего углеводородного растворителя позволяет проводить обработки в осенне-зимний период.

Состав готовится путем смешивания компонентов до получения гомогенной системы.

Для осуществления процесса предлагаемый состав закачивают в скважину через лифтовые или насосно-компрессорные трубы или с помощью колтюбинговой установки.

Поступает состав в основном в водонасыщенную зону призабойной зоны скважины. При этом происходит уменьшение проницаемости пористой среды для воды за счет действия гидрофобизатора и насыщения пористой среды углеводородом. Таким образом, водоизолирующее действие состава связано со снижением фазовой проницаемости для воды. Большая часть состава, поступившая в газонасыщенные пропластки, легко вытесняется потоком газа. В дальнейшем испарение легколетучего углеводородного растворителя в поток газа позволяет быстро удалить оставшуюся часть растворителя. При этом гидрофобизатор отлагается на поверхности породы, меняя ее смачиваемость. В последующем это замедлит поступление воды из нижележащих горизонтов. Гидрофобизация породы подавляет капиллярные силы, удерживающие воду в призабойную зону (ПЗП), что будет способствовать облегчению выноса воды из ПЗП и увеличит проницаемость пласта для газа.

Заявляемый состав обладает следующими характеристиками:

- при закачивании в призабойную зону пласта поступает в основном в водонасыщенную часть пласта (селективность при закачивании);

- уменьшает проницаемость по воде водонасыщенного интервала в 5-10 раз;

- не влияет или увеличивает проницаемость для газа газонасыщенных участков пласта;

- способствует удалению воды из газонасыщенных участков пласта.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. На основании геолого-физической характеристики месторождения и показателей работы скважины для обработки необходимо приготовить 10 м³ состава при содержании гидрофобизатора Нефтенола АБР - 1 мас.%, углеводородного растворителя - 99 мас.% В емкость помещают по 5 м³ растворителя стабильного газового конденсата и дистиллята газового конденсата и перемешивают. Затем измеряют плотность полученного растворителя, которая оказывается равной 721 кг/м³. Рассчитывают необходимое количество Нефтенола АБР. Необходимое количество Нефтенола АБР (72,8 кг) помещают в емкость с растворителем и полученную смесь перемешивают до получения гомогенной системы.

Пример 2. На основании геолого-физической характеристики месторождения и показателей работы скважины для обработки необходимо приготовить 15 м³ состава при содержании гидрофобизатора Нефтенола АБР - 5 мас.%, стабильного газового конденсата - 95 мас.% В емкость помещают 15 м³ стабильного газового конденсата плотностью 742 кг/м³. Рассчитывают необходимое количество Нефтенола АБР. Необходимое количество Нефтенола АБР (585,8 кг) помещают в емкость с растворителем и перемешивают до получения гомогенной системы.

Пример 3. На основании геолого-физической характеристики месторождения и показателей работы скважины для обработки необходимо приготовить 6 м³ состава при содержании гидрофобизатора Нефтенола АБР 10 мас.% и стабильного газового конденсата 90 мас.%. В емкость помещают 6 м³ стабильного газового конденсата плотностью 742 кг/м³. Рассчитывают необходимое количество Нефтенола АБР. Необходимое количество Нефтенола АБР (494,7 кг) помещают в емкость с растворителем и перемешивают до получения гомогенной системы.

Пример 4. На основании геолого-физической характеристики месторождения и показателей работы скважины для обработки необходимо приготовить 10,6 м³ состава при содержании гидрофобизатора Нефтенола АБР 5%. В емкость помещается 10 м³ петролейного эфира плотностью 804 кг/м³. Рассчитывают необходимое количество Нефтенола АБР. Необходимое количество Нефтенола АБР (448,5 кг) помещают в емкость с растворителем и перемешивают до получения гомогенной системы.

Пример 5. На основании геолого-физической характеристики месторождения и показателей работы скважины для обработки необходимо приготовить 13 м³ состава при содержании указанного гидрофобизатора 5 мас.% и газового бензина 95 мас.%. В емкость помещают 12 м³ газового бензина плотностью 792 кг/м³. Рассчитывают необходимое количество Нефтенола АБР. Необходимое количество Нефтенола АБР (541,9 кг) помещают в емкость с растворителем и перемешивают до получения гомогенной системы.

Пример 6. На основании геолого-физической характеристики месторождения и показателей работы скважины для обработки необходимо приготовить 10 м³ состава при содержании гидрофобизатора Нефтенола АБР - 1 мас.%, углеводородного растворителя - 99 мас.%. В емкость помещают по 5 м³ растворителя стабильного газового конденсата и газового бензина и перемешивают. Затем измеряют плотность полученного растворителя, которая оказывается равной 721 кг/м³. Рассчитывают необходимое количество Нефтенола АБР. Необходимое количество Нефтенола АБР (72,8 кг) помещают в емкость с растворителем и полученную смесь перемешивают до получения гомогенной системы.

Состав для селективной водоизоляции в газовых скважинах должен обладать следующими характеристиками:

- не снижать проницаемость газопроводящих зон и пропластков для газа;

- снижать проницаемость для воды водонасыщенных интервалов разреза. Эффективность воздействия также увеличивают следующие характеристики: - при закачивании состав в основном должен поступать в водонасыщенный интервал (селективность при закачивании);

- уменьшать водонасыщенность газопроводящих каналов и пропластков призабойной зоны пласта.

Пример 7. Эксперименты проводили по общепринятым методикам. Для характеристики действия состава использовали степень восстановления проницаемости по газу (В, %) газонасыщенных пористых сред:

В=100·(К_г2/К_г1),

где К_г2 - проницаемость по газу модели пласта после закачки композиции, K_г1 - исходная проницаемость по газу модели пласта с остаточной водой.

Результаты эксперимента приведены в табл.1.

Данные табл.1 показывают, что в отличие от прототипа заявляемый состав не уменьшает проницаемость пористых сред с остаточной водонасыщенностью.

Пример 8. В данном примере иллюстрируются водоизолирующие свойства заявляемого состава и состава по прототипу. Эксперименты проводили по общепринятым методикам с использованием водонасыщенных моделей пласта. Для характеристики составов использовали следующие параметры.

1. Фактор сопротивления (R) для характеристики степени снижения проницаемости пористых сред по воде:

R_i=(Q₁/ΔP₁)/(Q_i/ΔP_i),

где R_i - текущий фактор сопротивления; Q₁ и ΔP₁ - соответственно объемный расход и перепад давления при установившейся фильтрации воды на этапе 1 (первичная закачка воды); Q_i и P_i - соответственно текущие расход и перепад давления при фильтрации воды или композиции.

В случае установившейся фильтрации:

Rocт.=k₁/k₂,

где Rocт. - остаточный фактор сопротивления, т.е. фактор сопротивления, установившийся после закачки композиции; k₁ и k₂ - соответственно проницаемость по воде модели пласта до и после закачки композиции.

Как характеристики композиции использовали Rocт. и максимальный фактор сопротивления (Rмакс.).

2. Степень водоизоляции (А, %) - для характеристики уровня снижения поступления воды в результате действия композиции.

S=100·(k₁-k₂)/k₁=100·(R-1)/R

Результаты эксперимента приведены в табл.2.

Данные табл.2 показывают, что при концентрации гидрофобизатора Нефтенол АБР, равной 1-10%, водоизолирующий эффект от заявляемого состава выше, чем у прототипа, на 5,1-28,5%. При концентрации Нефтенола АБР менее 1% водоизоляционных эффект недостаточен.

Важным параметром состава для водоизоляции является максимальный и остаточный фактор сопротивления, определяющие его фильтрационные характеристики. Соотношение между максимальным и остаточным фактором сопротивления характеризует соотношение условий закачивания состава и водоизоляционный эффект. В случае прототипа максимальный фактор в 30,6 раз выше остаточного, т.е. состав при закачивании встречает большое сопротивление, а водоизоляционный эффект низкий. Для разрабатываемых составов при концентрации Нефтенола АБР, равной 1-10%, отношение максимального фактора сопротивления к остаточному фактору сопротивления составляет 1,29-2,54, т.е. у заявляемого состава значительно лучше фильтрационные характеристики, чем у прототипа.

Пример 9. Данный пример иллюстрирует селективность заявляемого состава при закачивании в пласт. Эксперимент проводили по общепринятым методикам с использованием двухслойной модели пласта, состоящей из водонасыщенного пропластка и газонасыщенного пропласта с погребенной водой, результаты эксперимента приведены в табл.3 и 4, фиг.1 и 2.

Для характеристики селективности при закачивании использовали отношение объемной скорости закачивания в водонасыщенный пропласток к объемной скорости закачивания в газонасыщенный пропласток (Qвода/Qгаз).

Полученные данные показывают, что при закачивании заявляемого состава и состава по прототипу происходит постоянное перераспределение закачиваемого потока жидкости между моделями водо- и газонасыщенных пропластков. Скорость поступления составов в водонасыщенный пропласток увеличивается, а в газонасыщенный уменьшается.

В случае заявляемого состава после закачивания 0,28 п.о. основное количество состава поступает в водонасыщенный пропласток, а при объеме закачивания, равном 0,91-0,94 п.о., отношение Qвода/Qгаз составляет 5,22-5,26.

Для прототипа отношение Qвода/Qгаз даже после прокачки 1,42 п.о. состава не превышает 0,697.

Таким образом, селективность при закачивании заявляемого состава значительно превосходит прототип.

По сравнению с прототипом, заявляемый состав обладает рядом преимуществ. Он не уменьшает проницаемость газопроницаемых пропластков для газа, обладает лучшими водоизолирующими и фильтрационными характеристиками, большей селективностью при закачивании в пласт.

Ожидается, что применение состава в 3-10 раз снизит скорость поступления воды в газовую скважину и увеличит ее производительность на 5-20%. Наиболее подходящими объектами для внедрения заявляемого состава являются метановые залежи, приуроченные к сеноманскому горизонту.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для селективной изоляции подошвенных вод в газовых скважинах, и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ в газовых скважинах при разработке газовых и газоконденсатных залежей. Состав для изоляции водопритока в газовых скважинах содержит, мас.%: поверхностно-активное вещество Нефтенол АБР 1-10, углеводородный растворитель - легколетучий компонент, выбранный из группы: газовый конденсат, дистиллят газового конденсата, петролейный эфир, газовый бензин или их смесь, 90-99. Технический результат - улучшение водоизолирующей способности, уменьшение обводненности добываемого газа. 4 табл., 2 ил.

Состав для изоляции водопритока в газовых скважинах, содержащий поверхностно-активное вещество и углеводородный растворитель, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества он содержит Нефтенол АБР, а в качестве углеводородного растворителя - легколетучий компонент из группы газовый конденсат, дистиллят газового конденсата, петролейный эфир, газовый бензин или их смесь при следующем соотношении компонентов, мас.%:
нефтенол АБР 1-10 углеводородный растворитель 90-99