Спосіб обробки привибійної зони газових та газоконденсатних свердловин

Запропонований винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема до способів обробки свердловин з метою підвищення їх продуктивності. Відомі способи обробки привибійної зони свердловин, які включають водні розчини поверхнево-активних речовин, наприклад ОП-10 та сульфанол (1, 2). Недоліком є обмежена область використання цих способів - за рахунок створення пінної системи здійснюється лише видалення з вибою свердловин пластової води та незначна очистка колекторів від глинистих часток бурови х розчинів. Також відомі способи обробки з застосуванням органічних кислот з метою очищення привибійної зони від кислоторозчинних неорганічних сполук (3). Також відомі способи обробки свердловин з використанням метилового спирту що прискорює процес осушення колекторів від пластової води (4). З літературних джерел (5) відомі прості ефіри гліколя, або так звані целозольви, що являються розчинниками ефірів целюлози. Найбільш близьким по технічній суті та функціональному призначенню до запропонованого способу є кислотний поверхнево - активний склад для обробки привибійної зони свердловини, взятий за прототип (6), що включає інгібовану соляну кислоту, неіоногенну поверхнево-активну речовину, розчинник асфальто-смолистих і парафінових відкладів (АСПВ) і воду при наступному співвідношенні компонентів, мас. %: Інгібована соляна кислота в перерахунку на НСl 4,5-19%; Неіоногенна ПАР 1-5%; Розчинник АСПВ 5-25%; Вода решта. Недоліком цього способу обробки є те, що він має лише відмиваючі властивості та не забезпечує збільшення виносу та очищення колектора від важкого газового конденсату, що відкладається в пласті внаслідок ретроградної конденсації, яка особливо інтенсивно протікає на пізній стадії розробки газових та газоконденсатних родовищ. Також недоліком є використання сильної кислоти, що руйнує скелет колекторів, особливо карбонатного типу. В основу винаходу поставлено задачу створення такого способу обробки продуктивних горизонтів, який би забезпечив комплексне очищення газових та газоконденсатних свердловин від пластових вод, асфальтосмолистих та парафінових відкладень, желеподібних гідроксидів заліза, а особливо від важких фракцій конденсату саме на пізній стадії розробки газоконденсатних родовищ. Ця задача вирішується шляхом того, що спосіб обробки привибійної зони газових та газоконденсатних свердловин, який включає послідовне закачування органічного розчинника та водного розчину поверхнево-активних речовин і органічної кислоти, де в якості поверхнево-активних речовин використовуються ОП-10 (неіоногенна ПАР) та дисолван (аніоноактивна ПАР), а в якості органічної кислоти використовується оцтова, лимонна чи нітрилтриметиленфосфонова причому органічний розчинник закачують до, або після водного розчину ПАР та органічної кислоти, який відрізняється тим, що додатково містить в якості органічного розчинника ізопропіловий спирт та бутилцелозольв (етиленгліколь метабутилефір) при наступному співвідношенні компонентів, мас. %: 1. Органічний розчинник: Ізопропіловий спирт 5-99,5%; Бутилцелозольв 0,5-95%; 2. Водний розчин ПАР та органічної кислоти: ОП-10 (неіоногенна ПАР) 0,05-5%; Дисолван (аніонактивна ПАР) 0,05-5%; Органічна кислота (оцтова, лимонна чи НТФ) 0,3-15%; Вода решта. Винахід має суттєві переваги перед прототипом завдяки включенню в спосіб обробки в якості водного розчину поверхнево-активних речовин - суміші ОП-10 (неіоногенна ПАР) і дисолвану (аніонактивна ПАР), а також органічної кислоти (оцтової, лимонної чи НТФ нітрилтриметиленфосфонової) і додатково в якості вуглеводневого розчинника включає суміш ізопропілового спирту та бутилцелозольв (неповний простий ефір гліколя). Весь цей комплекс інгредієнтів забезпечує значне покращення темпу винесення з пласта природних водних флюїдів, а саме головне - важкого конденсату, що здатен до ретроградного випадіння, особливо на пізній стадії розробки газоконденсатних родовищ, коли знижуються початкові тиски, збільшується конденсатний фактор і свердловина втрачає здатність до самоочищення від води та важкого конденсату. Органічна кислота - оцтова, лимонна чи нітрилтриметиленфосфонова, що входять до складу, призначена для розчинення та видалення з колектора желеподібних гідроксидів заліза, що блокують поровий простір, а також розчинних в кислотах карбонатів. Суміш поверхнево-активних речовин сприяє відмиванню та очищенню колектора від дрібнодисперсних часток твердої фази - залишків бурових розчинів та компонентів бурового розчину органічного походження (лігносульфонатів, гуматів та ін.). Ізопропіловий спирт виконує ряд функцій: - сприяє розчиненню асфальто-смолистих сполук, парафінів та інших високомолекулярних з'єднань; - за рахунок значного зменшення поверхневого натягу та збільшення рухомості, забезпечує краще проникнення робочого складу вглиб продуктивного горизонту, після чого прискорюється зворотній рух флюїду разом з пластовою водою, що знаходилася в поровому просторі; - покращує миючі властивості відносно кольматантів органічного походження. Бутилцелозольв (неповний простий ефір гліколя), являючись ефективним десорбентом, знижує адсорбцію високомолекулярних органічних речовин на поверхні порового простору та сприяє їх вимиванню з пластів. Він також є розчинником ефірів целюлози (5), що особливо важливо для ліквідації наслідків техногенної кольматації полімерними буровими розчинами, що містять карбоксиметилцелюлозу та поліаніонну целюлозу. Ці полімери адсорбуються на поверхні порового простору колекторів і під дією високих температур та тисків утворюють міцну монолітну плівку, зменшуючи внутрішній діаметр пор та створюючи бар'єри, що перешкоджають вилученню з пластів вуглеводневої сировини. Тому включення до складу бутилцелозольв, забезпечує р уйнування і розчинення полімерних плівок, і крім того, наряду з поверхнево-активними речовинами, посилює рух з глибини пласта ретроградно сконденсованих вуглеводнів, завдяки чому відбувається самоочищення свердловини від важкого конденсату. Спосіб обробки привибійної зони газових та газоконденсатних свердловин здійснюється шляхом послідовного закачування попередньо приготованого органічного розчинника та водного розчину суміші ПАР та органічної кислоти, причому органічний розчинник закачують до, або та після водного розчину поверхнево-активних речовин і органічної кислоти, в залежності від ступеню та характеру забруднення привибійної зони пласта. Органічний розчинник та водний розчин ПАР і органічної кислоти попередньо готують біля свердловини при наступному співвідношенні компонентів, мас. %: 1. Органічний розчинник: Ізопропіловий спирт 5-99,5%; Бутилцелозольв 0,5-95%; 2. Водний розчин ПАР та органічної кислоти: ОП-10 (неіоногенна ПАР) 0,05-5%; Дисолван (аніонактивна ПАР) 0,05-5%; Органічна кислота (оцтова, лимонна чи НТФ) 0,3-15%; Вода решта. Порівняльний аналіз запропонованого технологічного рішення з прототипом показує, що заявлений спосіб обробки привибійної зони газових та газоконденсатних свердловин відрізняється тим, що дозволяє не тільки очистити вибій свердловини від пластової води шляхом її аерації піноутворюючим ПАР, але і відмити привибійну зону пласта від полімерів - ефірів целюлози та желеподібних гідроксидів заліза, а саме головне - забезпечити винос з свердловини важких фракцій конденсату, що ретроградно випадають в пластовій системі газоконденсатних родовищ при зниженні початкових пластових тисків, в більшій мірі на пізній стадії розробки родовищ. Запропонований спосіб відрізняється тим, що в якості органічного розчинника використовується ізопропіловий спирт та бутилцелозольв (неповний простий ефір гліколя), причому органічний розчинник закачують до, або після водного розчину ПАР і органічної кислоти, в залежності від характеру та ступеню забрудненості. Для спеціалістів невідомий з рівня техніки аналогічний склад. Таким чином запропоноване рішення відповідає критеріям винаходу "новизна". Цей спосіб обробки привибійної зони технологічний і має велику надійність та не має ніяких побічних ефектів. Суть винаходу не витікає явним чином для спеціаліста з відомого рівня техніки. Сукупність ознак, які характеризують дане рішення, не забезпечує досягнення нових властивостей і тільки наявність відрізняючих ознак винаходу дозволяє отримати нові властивості, новий технічний результат. Отже, винахід відповідає критерію "винахідницький рівень." Приклади здійснення винаходу: Приклад 1. Готується органічний розчинник з ізопропілового спирту та бутилцелозольв, а також водний розчин ПАР (дисолвану та ОП-10) і органічної кислоти - оцтової, лимонної чи НТФ. Обробка привибійної зони свердловин здійснюється шляхом послідовного закачування попередньо приготованого органічного розчинника та водного розчину поверхнево-активних речовин - дисолвану та ОП-10 і органічної кислоти, при чому органічний розчинник закачують до, або після водного розчину ПАР і органічної кислоти. Закачування здійснюється через насоснокомпресорні труби, при цьому суміші попередньо готують біля свердловини при наступному співвідношенню компонентів, мас. %: 1. Органічний розчинник: Ізопропіловий спирт 5%; Бутилцелозольв 95%; 2. Водний розчин ПАР та органічної кислоти: ОП-10 (неіоногенна ПАР) 0,2%; Дисолван (аніонактивна ПАР) 0,2%; НТФ 0,2%; Вода решта. При використанні такого складу забезпечується досягнення технічного результату, що заявляється за винаходом. Порівняльний аналіз запропонованого технологічного рішення з прототипом показує, що заявлений спосіб обробки привибійної зони газових та газоконденсатних свердловин відрізняється тим, що дозволяє не тільки очистити вибій свердловини від пластової води шляхом її аерації піноутворюючим ПАР, але і відмити привибійну зону пласта від АСПВ, полімерних реагентів та желеподібних гідроксидів заліза, а головне - забезпечити винос з свердловини важких фракцій конденсату, що ретроградно випадають в пластовій системі на пізній стадії розробки газоконденсатних родовищ. Запропонований спосіб відрізняється тим, що в якості вуглеводневого розчинника використовується ізопропіловий спирт, та бутилцелозольв - неповний простий ефір. Досягається технічний результат, що заявляється за винаходом, а саме: склад після закачування в зону перфорації забезпечує очищення колектора від пластової води, полімерів (ефірів целюлози), желеподібних гідроксидів заліза та інших кислоторозчинних сполук, а головне - від важких фракцій конденсату, що мають здатність ретроградно випадати в пластах газоконденсатних свердловин, особливо на пізній стадії розробки. Приклад 2. Аналогічно прикладу 1, але співвідношення компонентів складає, мас. %: 1. Органічний розчинник: Ізопропіловий спирт 80%; Бутилцелозольв 20%. 2. Водний розчин ПАР та органічної кислоти: ОП-10 (неіоногенна ПАР) 1,0%; Дисолван (аніонактивна ПАР) 1,0%; Лимонна кислота 1,0%; Вода решта. Використання такого складу також забезпечує досягнення технічного результату, що заявляється за винаходом, але при іншому характері забруднення колектору. Лабораторні дослідження. Моделювання процесів, що протікають у привибійній зоні і продуктивних горизонтах газових та газоконденсатних свердловин, проводили на стандартному обладнанні - установці дослідження проникності керну (УДПК) по загальновідомій методиці. В кернотримач набивали подрібнений насипний керновий матеріал, який складається з породи продуктивного горизонту В-18 (візе) Кавердинського газоконденсатного родовища, що є типовим для більшості родовищ східної частини ДДЗ . Для більш близького моделювання, до складу керну вводили карбонатну складову та желеподібний гідроксид заліза, а також компоненти бурового розчину - карбоксиметилцелюлози та поліаніонну целюлозу. Пропускаючи через керн сухий газ, визначали початкову проникність. Потім керн частково насичували пластовою водою з даного родовища, після чого керн донасичували важким конденсатом з великим вмістом високомолекулярних вуглеводневих сполук. Через забруднений керн пропускали сухий газ для визначення коефіцієнту зменшення проникності. Фазова проникність по газу для керну, після забруднення, зменшувалася і становила 6,1% від початкової. Після витримки на протязі шести годин, через керновий матеріал, під тиском 7,0мПа пропускали органічний розчинник, а потім водний розчин ПАР та органічної кислоти. Потім знову пропускали сухий газ з метою визначення коефіцієнту відновлення проникності. Порівняльні характеристики по очищенню кернового матеріалу, забрудненого пластовою водою, полімерами - ефірами целюлози, гідроксидом заліза та важким конденсатом з великим вмістом високомолекулярних вуглеводнів, приведено в таблиці. Критерієм оцінки є коефіцієнт відновлення проникності по сухому газу (Кг). Вміст компонентів приведено в мас. %. Таблиця № п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 Ізопропіловий спирт 10 20 50 90 90 90 90 90 90 80 80 80 80 80 80 50 Бутил-Целозольв 90 80 50 10 10 10 10 10 10 20 20 20 20 20 20 50 ОП-10 0,2 0,5 1,0 1,0 0,2 0,2 0,5 1,0 1,0 0,2 0,2 Дисолван 0,2 0,5 1,0 0,2 1,0 0,2 0,5 1,0 0,2 1,0 0,2 НТФ 0,2 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 Кг 0,061 0,27 0,36 0,41 0,39 0,95 0,96 0,95 0,85 0,86 0,75 0,96 0,97 0,97 0,95 0,94 0,92 При промисловому впровадженні на свердловинах, в залежності від характеру забруднення колектора та від ступеню забрудненості, вміст і співвідношення компонентів при використанні способу, підбирають індивідуально. Таким чином, запропоноване технічне рішення відповідає критерію "промислова придатність" і в цілому може бути за хищене патентом на винахід. Джерела інформації: 1. Балакиров Ю.А. Повышение производительности нефтяных пластов скважин. Киев. Техника, 1985. с.43-45. 2. Ибрагимов Г.З. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. М. Недра, 1991 с.129-134. 3. Патент 94028923 Ε21Β43/27 RU. Способ удаления кольматирующи х образований из углеводородосодержащих пластов. 4. Патент 2123588 E21B43/27 RU. Состав для обработки призабойной зоны. 5. Патент 52522 А Україна, Кислотний поверхнево-активний склад для обробки привибійної зони свердловини. 6. В.Г. Жиряков Органическая химия, М. "Химия", 1977 с.99.