Спосіб винесення рідини із вибою газової та газоконденсатної свердловини

Спосіб винесення рідини із вибою газової та газоконденсатної свердловини, що включає нагнітання у затрубний простір розчину поверхневоактивної речовини (ПАР), який відрізняється тим, що розчин ПАР протискують на вибій вуглеводневим газом високого тиску, а перемішування пластової рідини, що знаходиться на вибої, з розчином ПАР здійснюють зміною напрямку нагнітання вуглеводневого газу високого тиску почергово в трубний і в затрубний простори, причому після 2-4 циклів почергового нагнітання затрубний простір перекривають і протискують частину вибійної рідини з розчином ПАР в пласт, а наступне почергове нагнітання вуглеводневого газу високого тиску в трубний і затрубний простори здійснюють після витримування протисненої в пласт вибійної рідини з розчином ПАР від дво х до шести годин. Винахід стосується до нафтогазовидобувної промисловості, а саме обробок свердловин із використанням поверхнево-активних речовин. Найбільш близьким до способу, що заявляється, є спосіб винесення рідини із вибою газових та газоконденсатних свердловин на поверхню, що включає періодичне введення спінюючих поверхнево-активних речовин (ПАР) у затрубний простір свердловини [Довідник з нафтогазової справи. Львів, 1996р. - C. 493-503]. Завдяки стіканню або опусканню спінюючих ПАР на вибій свердловини відбувається їх поступове розчинення у рідині на вибої свердловини. Вуглеводневий газ, що рухається через стовп рідини від пласта до поверхні, спінює вибійну рідину. Для винесення на поверхню пінної системи необхідна значно менша швидкість руху газ у, ніж для винесення води. Завдяки застосуванню відомого способу забезпечується ефективне винесення води та конденсату з вибою свердловини та її експлуатація протягом певного періоду часу до створення градієнта репресії внаслідок акумуляції наступного стовпа рідини. Недоліками відомого способу є те, що після закачування певного об'єму поверхнево-активної речовини, через стікання її по колоні труб, ПАР накопичується у верхні х шарах вибійної рідини внаслідок меншої питомої ваги, що, при низьких швидкостях руху газ у, може не призвести до перемішування розчину ПАР та вибійної рідини і не забезпечує винесення останньої із вибою на поверхню. За ра хунок накопичення у верхніх шарах вибійної рідини розчин ПАР може повністю виноситись на поверхню, не забезпечуючи при цьому раціонального використання поверхнево-активної речовини для рівномірного винесення рідини. В основу винаходу поставлено завдання створення способу винесення рідини із вибою газової та газоконденсатної свердловини, в якому за рахунок зміни послідовності виконання операцій і технологічних режимів досягається ефективне винесення рідини із вибою свердловини з низькими швидкостями руху вуглеводневого газу. Суть винаходу полягає у тому, що у способі винесення рідини із вибою газової та газоконден (19) UA (11) 84214 (13) (21) a200613254 (22) 14.12.2006 (24) 25.09.2008 (46) 25.09.2008, Бюл.№ 18, 2008 р. (72) ЄГЕР ДМИТРО ОЛЕКСАНДРОВИЧ, UA, МИСЛЮК МИХАЙЛО ІВАНОВИЧ, UA, КУКУЄВ АНАТОЛІЙ ГРИГОРОВИЧ, UA, ЖАБКО МИ ХАЙЛО АНДРІЙОВИЧ, UA, БОДН АР АН АТОЛІЙ ВІКТОРОВИЧ, UA, ІВАНЕНКО ВОЛОДИ МИР ІВАНОВИЧ, U A, РУДИЙ МИРОСЛАВ ІВАНОВИЧ, U A (73) ВІДКРИТЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО "УКРНАФТА", U A (56) UA 35136, A, 15.03.2001 SU 772294, A1, 30.08.1989 SU 1479624, A1, 15.05.1989 US 4425968, 17.01.1984 UA 20547, A, 15.07.1997 RU 2190760, C1, 10.10.2002 US 3750753, 07.08.1973 US 4711306, 08.12.1987 C2 1 3 84214 сатної свердловини, що включає нагнітання у затрубний простір розчину поверхнево-активної речовини, розчин поверхнево-активної речовини протискують на вибій вуглеводневим газом високого тиску, а перемішування рідини з розчином поверхнево-активної речовини здійснюють зміною напрямку нагнітання вуглеводневого газу високого тиску почергово в трубний і в затрубний простори, причому після 2-4 циклів почергового нагнітання затрубний простір перекривають і протискують частину вибійної рідини з розчином поверхневоактивної речовини в пласт, а наступне почергове нагнітання вуглеводневого газу високого тиску в трубний і затрубний простори здійснюють після витримки протисненої в пласт вибійної рідини з розчином поверхнево-активної речовини від двох до шести годин. Суттєвими відмінними ознаками запропонованого способу є: - ефективне перемішування розчину ПАР з пластовою рідиною, що є на вибої свердловини, яке досягається зміною напряму нагнітання вуглеводневого газу високого тиску почергово в трубний і затрубний простір; - протискання частини вибійної рідини з розчином поверхнево-активної речовини в пласт для блокування обводнених пропластків та збільшення терміну присутності ПАР в потоці пластових флюїдів; - витримування протисненої в пласт вибійної рідини з розчином ПАР від двох до шести годин для адсорбції ПАР на поверхні породи пласта. Використання запропонованого способу дозволяє ефективно змішувати розчин ПАР із пластовою рідиною, що знаходиться на вибої свердловини, та забезпечувати її винесення на поверхню в умовах низьких швидкостей руху газу, блокува ти обводнені пропластки у продуктивному пласті свердловини, продовжити ефект винесення рідини із вибою і після здійснення вказаного процесу. Спосіб реалізується наступним чином. Свердловину на усті обв'язують для забезпечення нагнітання вуглеводневого газу високого тиску у тр убний і затрубний простори. Ефективне змішування розчину ПАР із пластовою рідиною забезпечують почерговим переміщенням рідини із затрубного простору в тр убний простір і навпаки кількома циклами. Для змішування рідин (пластової води і розчину ПАР) після нагнітання у затрубний простір розчин ELAP протискують вуглеводневим газом високого тиску із затрубного простору в трубний простір на висоту, що забезпечується тиском вуглеводневого газу високого тиску. Для максимального зниження тиску газу вище стовпа рідини в насосно-компресорних труба х (HKT), свердловина працює по трубному простору на газопровід низького тиску або на факел через пруверну ділянку або продувочну лінію. Піднявши максимальний рівень рідини в HKT і знизивши рівень в затрубному просторі, закривають трубний простір і відключають подачу вуглеводневого газу в затрубний простір, після чого пускають свердловину в роботу по затрубному простору на газопровід низького тиску або на факел через пруверну ділянку або продувочну лінію. При цьому рідина 4 перетікає із HKT в затрубний простір, створюючи в трубному просторі розрідження. При розрідженні пластова рідина з розчином ПАР насичується вуглеводневим газом із продуктивного горизонту за рахунок створення додаткової депресії, що призводить до спінювання рідини в HKT. Після стабілізації тиску в тр убному просторі вуглеводневим газом високого тиску перетискають стовп рідини із трубного в затрубний простір. Піднявши максимальний рівень рідини в затрубному просторі, закривають його і відключають вуглеводневий газ високого тиску від трубного простору. Свердловину пускають в роботу по трубному простору через штуцер. Шляхом повторення циклів від 2 до 4 разів отримують на вибої свердловини однорідну систему - вибійну рідину (вода з конденсатом) з розчином ПАР, яка виноситься на поверхню вуглеводневим газом високого тиску, а також вуглеводневим газом із продуктивного горизонту. Для блокування обводнених пропластків у продуктивному горизонті газової або газоконденсатної свердловини вказаний процес перемішування припиняють після 2-4 циклів почергового нагнітання вуглеводневого газу високого тиску в трубний і затрубний простори. Оптимальним для обмеження водоприпливу є співвідношення ПАР та пластових флюїдів, яке забезпечує після їх змішування вміст ПАР в утвореній суміші не менше 5%. Затрубний простір перекривають і протискують частину вибійної рідини з розчином ПАР у пласт, де витримують від двох до шести годин. Нагнітання утвореної суміші у пласт забезпечує блокування обводнених пропластків. Водний розчин ПАР в першу чергу проникає в обводнені пропластки через спорідненість фаз. Проникнення водного розчину ПАР у газонасичені пропластки пов'язано з ускладненнями - присутність вуглеводневого газу буде спінювати розчин, що призводить до збільшення тисків нагнітання такої системи. Частина суміші ПАР з пластовою водою нагнітається виключно в обводнені пропластки, де вона частково блокує їх, зменшуючи приплив пластової води до вибою. За рахунок цього продуктивні пласти краще експлуатуються і відповідно збільшується дебіт свердловини по газу та конденсату. При змішуванні ПАР та пластових флюїдів відбувається розчинення (солюбілізація) конденсату у водному розчині ПАР, що зменшує його негативний вплив на пінну систему, яка утворюється у стовбурі свердловини. Для продовження винесення рідини зі стовбура свердловини після нагнітання частини суміші ПАР із пластовими флюїдами у пласт виконують повторне циклічне нагнітання вуглеводневого газу високого тиску в трубний, і затрубний простори до повного винесення рідини із вибою свердловини. Очищення вибою газової та газоконденсатної свердловини від пластової рідини на вибої свердловини створює умови для нормального її фонтанування. Як ПАР при застосуванні запропонованого способу використовують водний розчин ПАР, водний розчин ПАР з добавками, загущену пінну систему з вмістом активної речовини не менше 10%. 5 84214 Вибір розчину ПАР залежить від конкретних геолого-промислових умов. Наприклад, водний розчин спінюючої ПАР з добавками, що збільшують адсорбцію ПАР, використовують у свердловинах з поглинанням рідини при зростанні вибійного тиску вище пластового. У цьому випадку при застосуванні запропонованого способу буде спостерігатись часткове поглинання розчину ПАР продуктивним пластом. За рахунок підвищеної адсорбції ПАР адсорбується на породі пласта-колектора. Для забезпечення адсорбції ПАР на породі пласта час витримки її в пласті повинен складати від двох до шести годин. Оскільки десорбція ПАР є процесом повільним, то вплив ПАР на винесення рідини спостерігається і пізніше, після завершення обробки свердловини. Як добавки до водного розчину спінюючої ПАР використовують солі або їх суміші при концентрації від 0,5% до 10%. Загущен у пінну систему на основі спінюючої ПАР використовують у свердловинах із низьким пластовим тиском. Пінну систему отримують шляхом змішування водного розчину ПАР з вуглеводневим газом у ежекторі під час нагнітання у затрубний простір свердловини. Основним при виборі ПАР для винесення пластової води є її спінююча здатність в пластових умовах (температура, тиск, наявність мінералізованої води й конденсату) та концентрація активної речовини у розчині. Досвід використання ПАР під час експлуатації газових та газоконденсатних свердловин показує, що краще винесення рідини відбувається при вмісті ПАР у розчині більше 10%. При цьому також зменшується кількість води, що нагнітається разом з ПАР у свердловину. Приклад виконання способу. Після припинення фонтанування газоконденсатної свердловини 105-Рудівська в результаті нагромадження пластової рідини на вибої знизився дебіт газу. В результаті досліджень свердловини встановлено, що на вибої свердловини накопичилась пластова рідина висотою 250м. Готують необхідний об'єм водного розчину спінюючої ПАР. Для цього спочатку визначають об'єм пластової рідини на вибої. Оскільки внутрішній діаметр експлуатаційної колони 126 мм, об'єм пластової рідини складає 3,1м 3. Для ефективного винесення з Комп’ютерна в ерстка В. Клюкін 6 вибою свердловини пластової рідини на вибої треба отримати 20% розчин ПАР у пластовій рідині Обв'язують свердловину з метою подачі вуглеводневого газу високого тиску в трубний і затрубний простори. Нагнітають 0,775м 3 100% розчину ПАР "стінол" у затр убний простір свердловини. При роботі свердловини через трубний простір на газопровід низького тиску або на факел вуглеводневий газ високого тиску подають у затрубний простір. Після стабілізації тиску у свердловині припиняють нагнітання газу. Тр убний простір закривають і пускають свердловину в роботу через затрубний простір на газопровід низького тиску або на факел. Після стабілізації тиску вуглеводневий газ високого тиску подають у трубний простір свердловини. Потім закривають трубний простір і пускають свердловину в роботу по затрубному простору. Вказаний цикл повторюють три рази. Закривають затрубний простір і протискують приблизно 30% утвореної суміші (1,3м 3) в пласт. Свердловину витримують п'ять годин для адсорбції ПАР на породі пласта. При роботі свердловини через трубний простір на газопровід низького тиску або на факел вуглеводневий газ високого тиску подають у затрубний простір. Після стабілізації тиску у свердловині зупиняють нагнітання газу. Трубний простір закривають і пускають свердловину в роботу через затрубний простір на газопровід низького тиску або на факел. Після стабілізації тиску вуглеводневий газ високого тиску подають у трубний простір свердловини. Потім закривають трубний простір і пускають свердловину в роботу по затрубному простору. Вказаний цикл повторюють до повного вилучення пластової рідини з вибою свердловини. Реалізація запропонованого способу дозволяє досягти технічного результату, який полягає в ефективному винесенні рідини з вибою свердловини з низькими швидкостями руху вуглеводневого газу, блокування обводнених пропластків у продуктивному горизонті свердловини, що дозволяє збільшити видобуток газу і газового конденсату та продовжити термін експлуатації свердловин без накопичення рідини на вибої. Підписне Тираж 28 прим. Міністерство осв іт и і науки України Держав ний департамент інтелектуальної в ласності, вул. Урицького, 45, м. Київ , МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислов ої в ласності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601