Спосіб обробки свердловин підземних сховищ газу

Винахід відноситься до нафтогазової промисловості, а саме обробки свердловин підземних схови щ газу поверхнево-активними речовинами. Відомий спосіб обробки нафтови х свердловин (див. Шерстнев Н.М и др. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1968. - 184с.), що включає нагнітання в пласт суміші неіоногенних та аніоноактивних поверхнево-активних речовин при їх концентрації в розчині 0,05-1,0 %. Використання цього способу дозволяє покращити витіснення залишкової нафти, що сприяє підвищенню дебіту свердловини. Однак, вказаний спосіб не забезпечує ефективного витіснення з привибійної зони пласта компресорних олив та інших важких фракцій вуглеводнів. Відомий також спосіб для обробки привибійної зони продуктивного пласта в нафтогазових свердловинах (див. Спосіб обробки низькотемпературних свердловин. Патент України №34227 А від 15.02.2001р., Бюл. №1, 2001р., Е21В43/22), що включає послідовне нагнітання в пласт водних розчинів поверхнево-активних речовин різного складу і концентрації. Використання способу за патентом №34227 А дозволяє покращити витіснення залишкової нафти, зменшити гідравлічний опір течії пластових флюїдів в паровому просторі колектора та стовбурі свердловини, що підвищує її продуктивність. Значним недоліком способу є його низька здатність витісняти компресорні оливи, що попадають в привибійну зону продуктивного горизонту разом з газом на стадії заповнення підземного сховища. Це технічне рішення обрано як прототип. В основу винаходу було покладено завдання створити спосіб обробки свердловин підземних схови щ газ у, в якому за рахунок використання нових реагентів та зміни технологічних режимів досягається більш ефективне витіснення з продуктивної зони пласта компресорних олив. Це досягається тим, що після нагнітання і витримки в пласті першої порції водного розчину поверхнево-активної речовини викликають приплив газу з витісненням розчину на викид і тільки після цього нагнітають другу порцію розчину поверхнево-активної речовини (ПАР), при цьому для приготуванні першої порції розчину використовують миючий засіб "FAIR Y" або іншої поверхневоактивної речовини здатної ефективно витісняти компресорні оливи в кількості 5-15% мас. від об'єму розчину, а для приготування другої порції використовують савенол SWP або іншу неіоногенну поверхнево-активну речовину в кількості 0,05-0,2% мас., при цьому об'єм другої порції в 1-1,5 разів більше від об'єму першої порції. Використання запропонованого способу дозволяє досягнути ефективного витіснення компресорних олив з привибійної зони пласта. Високі показники витіснення компресорних олив досягаються за рахунок нагнітання в привібійну зону пласта висококонцентрованого водного розчину миючого засобу "FAIR Y", який забезпечує ефективне диспергування і солюбілізацію компресорних олив в воді і витіснення їх з розчином з привибійної зони пласта при виклику припливу газу. Так як розчин "FAIR Y" з високою концентрацією диспергованої оливи характеризується підвищеними реологічними властивостями, більш повне його витіснення досягається при нагнітанні в привибійну зону пласта другої порції низьконцентрованого розчину савенолу SWP, який при змішуванні в пласті з залишками першої порції знижує концентрацію диспергованої оливи і, відповідно, в'язкість розчину, що сприяє його більш повному витісненню з фільтраційних каналів пласта. Друга порція розчину відіграє роль розчинника емульгованої компресорної оливи в воді тому основною функцією поверхнево-активної речовини в другій порції є запобігання негативного виливу води на колектор, що забезпечує добавка в розчин савенолу SWP або іншої неіонногенної ПАР в кількості 0,05-0,2% мас. Для забезпечення найбільш повного витіснення з привибійної зони пласта компресорної оливи, об'єм водного розчину савенолу SWP повинен бути рівним або більшим від об'єму водного розчину "FAIR Y" в 1,5 разів. Порівняльний аналіз запропонованого рішення з прототипом показує, що запропонований спосіб відрізняється від відомого тим, що після нагнітання і витримки в пласті першої порції ПАР викликають приплив газу з витісненням розчину на викид і тільки після цього нагнітають другу порцію, а як ПАР першої порції використовується миючий засіб "FAIR Y", а в другій - савенол SWP, при цьому об'єм другої порції більший від об'єму першої порції в 1-1,5 разів. Отже запропоноване рішення відповідає критеріям винаходу "новизна" і "суттєві відмінності". Запропонований спосіб досліджено в лабораторних умовах для порівняння з відомим. Водні розчини ПАР готовили шляхом перемішування заданої кількості ПАР у воді протягом 5 хвилин механічною мішалкою на низьких оборотах. Моделлю для дослідження витіснення компресорних олив з привибійної зони пласта служила термостатуюча колонка заповнена природним розмеленим пісковиком. Дослідження проводили в такій послідовності. Модель пласта насичували пластовою водою з наступним її витісненням повітрям. Після цього модель насичували компресорною оливою з визначенням об'єму поглинутої оливи ( V ). На наступному етапі моделювали обробку привибійної зони пласта першою порцією розчина ПАР. Для цього через модель протискували розчин ПАР і після витримки витісняли повітрям, визначаючи при цьому витіснений об'єм оливи ( DV1 ). Коефіцієнт витіснення оливи під дією першої порції розчину ПАР визначали за формулою: DV K1 = 1 (1) V Аналогічно досліджували додаткове витіснення оливи під дією другої порції ПАР ( D V2 ), а коефіцієнт витіснення оливи визначали за формулою: DV2 K2 = (2) V Кінцевий коефіцієнт витіснення оливи визначали за формулою: Kк = K1 + K 2 (3) Результати лабораторних досліджень витіснення оливи запропонованим способом наведено в таблиці. Для порівняння в таблиці також наведено витісну спроможність способу - прототипу при оптимальному співвідношенні компонентів. Таблиця № п/п 1 1 2 3 4 5 6* 7* І порція розчину ПАР Коефіцієнт Концентрація ПАР, % витіснення мас. оливи, K1 2 3 "FAIR Y" - 2 0,409 "FAIR Y" - 5 0,471 "FAIR Y"- 15 0,506 "FAIR Y"-18 0,510 жиронокс - 15 0,445 "FAIR Y"-15 прототип прогаліт- 10 ІІ порція розчину ПАР Коефіцієнт Концентрація ПАР, % витіснення мас. оливи, K 2 4 5 савенол SWP - 0,03 0,142 савенол SWP - 0,05 0,201 савенол SWP - 0,2 0,225 савенол SWP - 0,3 0,224 савенол SWP - 0,2 0,164 савенол SWP - 0,2 0,597 карпатол - 10 0,571 Кінцевий коефіцієнт витіснення оливи, Kк = K1 + K 2 6 0,551 0,672 0,731 0,734 0,609 0,597 0,571 * - нагнітання другої порції розчину ПАР проводилось без витіснення першої порції повітрям. Як видно з одержаних результатів експериментальних досліджень витіснення з пласта компресорних олив витісна спроможність запропонованого способу (розчини 2 і 3) вища порівняно з прототипом (розчин 7) та позамежними співвідношеннями запропонованого способу (розчин 1). Подальше збільшення концентрації ПАР в запропонованому способі (розчин 4) не забезпечує суттєвого підвищення коефіцієнту витіснення оливи і тому економічно не доцільне. Застосування ПАР з нижчим ніж "FAIRY" коефіцієнтом витіснення оливи ( K1 ), наприклад, жиринокса (розчин 5) не забезпечує результату, що дає запропонований спосіб. Приведені результати одержані при співвідношенні об’ємів першої та другої порції розчинів 1:1. При збільшенні об’єму другої порції в 1,5 разів коефіцієнт K к підвищується на 4-5% і при подальшому збільшенні об’єму другої порції залишається незмінним. Зменшення об’єму другої порції до співвідношення 1:0,9 приводить до зниження коефіцієнту K к на 7-8%. Приклад реалізації способу. Обробка привибійної зони пласта по запропонованому способу проводилась на свердловині підземного сховища газу глибиною 1226м з інтервалами перфорації 1093-1082м, 1078-1073м. Колона НКТ O 114мм була спущена до глибини 1118м. Для реалізації способу було приготовлено в мірних / ємностях цементованого агрегату 5м 3 10% розчину "FAIR Y". Розчин закачали в колону НКТ і протиснули в пласт газом високого тиску. Свердловину закрили на 24 години. Після цього свердловину освоїли продувкою газу на викид, приготували 6м 3 0,1% розчину савенолу SWP і протиснули в пласт. Через 24 годин свердловину освоїли. Гідродинамічні дослідження проведені до і після обробки свердловини показали збільшення її приймальності з 114 тис. м 3 газу на добу до 427тис.м 3/добу. Таким чином запропонований спосіб дозволяє ефективно очищати привибійну зону свердловин підземних схови щ газ у від компресорних олив.