Спосіб обробки свердловин підземних сховищ газу

1. Спосіб обробки свердловин підземних сховищ газу, що включає послідовне нагнітання в привибійну зону пласта двох типів розчинів поверхнево-активних речовин та передбачає нагнітання і витримку в пласті першої порції висококонцентрованого розчину поверхнево-активної речовини (ПАР) мийної дії, виклик припливу газу з витіснен 3 пізній стадії відбирання газу можливе підтягування з газом підошвенної води. Інтенсивність підтягування води збільшується також і за рахунок капілярного ефекту, який підсилюють ПАР мийної дії. Недоліком застосування способу в цьому випадку є зниження проникності привибійної зони пласта за рахунок спінення газом пластової води змішаної з залишками ПАР і блокуванню частини фільтраційних каналів газоводяною фазою. Це технічне рішення обрано як прототип. В основу корисної моделі було покладено завдання створити спосіб обробки свердловин підземних сховищ газу, в якому за рахунок використання нових реагентів та зміни технологічних режимів досягається більш ефективне очищення продуктивної зони пласта від компресорних олив. Це досягається тим, що до першої порції високонцентрованого розчину поверхнево-активної речовини додають інгібітор вспінювання, при цьому для приготування першої порції розчину використовують поверхнево-активну речовину мийної дії в кількості 6-12 % мас. та інгібітор вспінювання ІНКО-2НХІ або інший інгібітор з вищою піногасною здатністю в кількості 0,6-1,8 % мас, при цьому в якості другої порції використовують розчин інгібітора вспінювання з концентрацією 0,3-0,5 % мас, який протискують газом високого тиску в навколосвердловинну зону пласта. Використання запропонованого способу дозволяє досягнути ефективного очищення привибійної зони пласта від компресорних олив в свердловинах, в яких на пізній стадії відбору газу має місце підтягування підошвенної води. Високі показники очищення від компресорних олив колектора та висока газопроникність привибійної зони пласта на протязі всього циклу відбирання та закачування газу в підземне сховище досягаються за рахунок нагнітання в пласт висококонцентрованого розчину поверхнево-активної речовини миючої дії в комплексі з інгібітором вспінювання для попередження утворення в привибійній зоні пласта стійких пін з залишків розчину поверхнево-активної речовини, пластової води і газу, які здатні блокувати фільтраційні канали колектора. Підошвенна вода, що підтягується на пізній стадії відбору газу при вспінюванні не тільки знижує газопроникність привибійної зони колектора, але потрапляючи з свердловини в шлейфи погіршує роботу наземного технологічного обладнання підземного сховища. Інтенсивність підтягування підошвенної води зменшують також і за рахунок нагнітання в пласт другої порції розчину інгібітора вспінюванння, яку притискують газом високого тиску в більш віддалену навколосвердловинну зону пласта. Інгібітор вспінювання забезпечує гідрофобізацію поверхні фільтраційних каналів колектора і зменшує капілярне підтягування води. Протиснення газом порції розчину інгібітора вспінювання в більш віддалену зону пласта полегшує освоєння свердловини і, крім того, попереджує зміну заданого складу розчину за рахунок змішування його з протискуючою системою, а використання для цього природного газу з шлейфу або азоту азотної установки забез 59099 4 печує проведення процесу з додержанням існуючих вимог техніки безпеки. Таким чином, ефективність очищення привибійної зони пласта обробленого висококонцентрованого розчину поверхнево-активної речовини миючої дії при використанні в комплексі з інгібітором вспінювання збільшується як за рахунок попередження вспінювання підтягнутої підошвенної води так і за рахунок зменшення її об'єму. Порівняльний аналіз запропонованого рішення з прототипом показує, що запропонований спосіб відрізняється від відомого тим, що до першої порції високонцентрованого розчину поверхневоактивної речовини догадають інгібітор вспінювання, при цьому для приготування першої порції розчину використовують поверхнево-активну речовину мийної дії в кількості 6-12 % мас та інгібітор вспінювання ІНКО-2НХІ або інший інгібітор з вищою піногасною здатністю в кількості 0,6-1,8 % мас, при цьому в якості другої порції використовують розчин інгібітора вспінювання з концентрацією 0,3-0,5 % мас, який протискують газом високого тиску в навколосвердловинну зону пласта. Отже запропоноване рішення відповідає критеріям корисної моделі "новизна" і "суттєві відмінності". Запропонований спосіб досліджено в лабораторних умовах для порівняння з відомим. Моделлю для дослідження витіснення компресорних олив та відновлення проникності привибійної зони пласта служила колонка заповнена природним розмеленим пісковиком. Для приготування першої і другої порції розчинів використовували поверхнево-активну речовину миючої дії "Extrarens" і "FAIRY" та інгібітор вспінювання ІНКО2НХІ (ТУ 24.6-38799429-001-2005). Дослідження проводили в такій послідовності. Модель пласта насичували пластовою водою з наступним її витісненням повітрям, визначаючи при цьому газопроникність моделі пласта Ко. Після цього модель насичували компресорною оливою з визначенням об'єму поглинутої оливи. На наступному етапі моделювали обробку привибійної зони пласта першою порцією розчина ПАР. Для цього через модель протискували розчин ПАР і після витримки витісняли повітрям. Аналогічно моделювали вплив другої порції розчину на відновлення проникності пласта. При цьому для моделювання підтягування підошвенної води та піноутворення витіснення оливи проводили повітрям з періодичним введенням додаткових порцій води. В процесі витіснення оливи визначали об'єм витісненої піни та кінцеву газопроникність (К2) моделі пласта, а також коефіцієнт відновлення K проникності   2 . K0 Результати лабораторних досліджень витіснення оливи з колектора та відновлення його проникності запропонованим способом наведено в таблиці. Для порівняння в таблиці також наведено аналогічні дані по способу-прототипу при оптимальному співвідношенні компонентів. 5 59099 6 Таблиця № п/п 1 2 3 4 5 6 7 Перша порція "Extrarens" - 5 ІНКО-2НХІ - 0,5 Вода - 94,5 "Extrarens" - 6 ІНКО-2НХІ - 0,6 Вода - 93,4 "Extrarens" - 9 ІНКО-2НХІ - 1,2 Вода - 89,8 "Extrarens" - 12 ІНКО-2НХІ -1,8 Вода - 86,2 "Extrarens" - 13 ІНКО-2НХІ - 1,9 Вода - 85,1 "FAIRY" - 9 IHKO-2HXI - 1,2 Вода - 89,8 "FAIRY" - 15 Вода - 85 Концентрація, % мас. Друга порція В Об'єм піни, мл ІНКО-2НХІ - 0,5 Газовий концентрат - 98,8 0,69 26 ІНКО-2НХІ - 0,3 Газовий концентрат - 99,7 0,77 7 ІНКО-2НХІ - 0,4 Газовий концентрат - 99,6 0,95 0 ІНКО-2НХІ - 0,5 Газовий концентрат - 99,5 0,97 0 ІНКО-2НХІ - 0,6 Газовий концентрат - 99,4 0,97 0 ІНКО-2НХІ - 0,4 Газовий концентрат - 99,6 0,93 0 0,74 327 прототип Савенол SWP - 0,2 Вода - 98,8 Як видно з одержаних результатів коефіцієнт відновлення проникності (β) по запропонованому способу (досліди 2-4, 6) вищий порівняно з прототипом (дослід 7). Це досягається за рахунок попередження вспінювання газом висококонцентрованого розчину поверхнево-активну речовину миючої дії при змішуванні з водою при одночасному збереженні високої мийної здатності розчину ПАР по відношенню до компресорних олив. Подальше збільшення концентрації ПАР миючої дії і інгібітора вспінювання (дослід 5) не забезпечує суттєвого підвищення ефективності способу і тому економічно не доцільне. Приклад реалізації способу. Обробка привибійної зони пласта по запропонованому способу проводилась на свердловині підземного сховища газу глибиною 1109 м з інтервалами перфорації 1068-1056 м, в якій на завершальній стадії відбору газу відбувається підтягування підошвенної води. Колона НКТ  89 мм була спущена до глибини Комп’ютерна верстка А. Крулевський 1057 м. Для реалізації способу було приготовлено 3 в мірних ємностях цементованого агрегату 4 м 8 % розчину "Extrarens" в який ввели 1,2 % інгібітора вспінювання ІНКО-2НХІ. Розчин закачали в колону НКТ і протиснули в пласт газом високого тиску. Свердловину закрили на 18 години. Після цього свердловину освоїли продувкою газу на викид, 3 приготували 5м 0,4 % розчину інгібітора вспінювання ІНКО-2НХІ в газовому конденсаті і протиснули в навколосвердловинну зону пласт газом високого тиску. Через 24 годин свердловину освоїли і продовжили відбір газу. Гідродинамічні дослідження проведені до обробки свердловини і на завершальній стадії відбору газу показали збіль3 шення її приймальності з 18 тис. м газу на добу 3 до 97 тис. м /добу. Таким чином запропонований спосіб дозволяє ефективно очищати привибійну зону свердловин підземних сховищ газу від компресорних олив. Підписне Тираж 23 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601