Спосіб обробки свердловини підземних сховищ газу

1. Спосіб обробки свердловин підземних сховищ газу, що включає протиснення в плаcт розчину оцтової кислоти і витримування на реагування, який відрізняється тим, що кислотний розчин протискують газом в пласт 2-ма - 5-ма порціями і перед протисненням кожної наступної порції змінюють напрямок фільтрації кислотного розчину в привибійній зоні стравлюванням тиску в свердловині зі створенням депресії на продуктивний пласт. 2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що кислотний розчин кожної порції, крім оцтової кислоти, містить фосфорну кислоту, а остання порція додатково містить соляну кислоту або суміш соляної кислоти з фтористоводневою кислотою. 3. Спосіб за п. 1, який відрізається тим, що об'єм протисненого газом в пласт кислотного розчину визначають по фактичному падінню тиску на усті свердловини за формулою: Корисна модель відноситься до нафтогазової промисловості, а саме до способів обробки свердловин підземних сховищ газу для очистки привибійної зони від техногенних відкладів. Відомий спосіб обробки привибійної зони пласта (ПЗП) за допомогою водних розчинів неорганічних кислот (соляної, фтористоводневої, азотної) та їх сумішей [1]. Недоліком цього способу є те, що при застосуванні його в свердловинах підземних сховищ газу, в привибійній зоні яких накопичується значна кількість продуктів корозії і ерозії металу трубопроводів та обладнання, спосіб не забезпечує значного позитивного результату, оскільки в процесі кислотної обробки при збільшенні значення рН від 3 до 4 утворюються гелеподібні гідроокисли заліза, що кольматують пористе середовище. Найбільш близьким до запропонованого є спосіб обробки пласта, який передбачає протиснення в ПЗП кислотного розчина, що містить 10-90% мас. оцтової кислоти (СН3СООН), яка при розчиненні техногенних відкладів утворює водорозчинні сполуки ацетату та гексаацетату заліза. Недоліком цього способу є його низька ефективність, яка пов'язана з меншою здатністю оцтової кислоти до розчинення компонентів техногенних відкладів та гірських порід продуктивного пласта порівняно з соляною кислотою та її композицією з фтористоводневою. Це технічне рішення було обрано як прототип. В основу даної корисної моделі покладено завдання створити спосіб обробки свердловин підземних сховищ газу, в якому за рахунок зміни технологічних операцій та хімічних реагентів підвищується ефективність очищення ПЗП, P2 = де P (Vсв - VHKT - Vкр ) 1 Vсв - VHKT Vсв об'єм , свердловини до нижніх перфораційних отворів; на момент закінчення (13) усті 27046 на (11) Р2 - тиск протиснення. UA - тиск на усті свердловини на початок протиснення; (19) Р1 U VHKT - об'єм НКТ; Vкр - об'єм порції кислотного розчину; 3 27046 особливо в умовах забруднення колектора техногенними відкладами з значним вмістом продуктів корозії та ерозії металу. Це досягається тим, що кислотний розчин протискують газом в пласт 2-ма - 5-ма порціями і перед протисненням кожної наступної порції змінюють напрямок фільтрації кислотного розчину в привибійній зоні стравлюванням тиску в свердловині з створенням депресії на продуктивний пласт, причому кислотний розчин кожної порції крім оцтової кислоти містить фосфорну кислоту, і тільки послідньої порції додатково містить соляну кислоту або суміш соляної кислоти з фтористоводневою кислотою, а об'єм протисненого газом в пласт кислотного розчину визначають по фактичному падінню тиску на усті свердловини за формулою: P1 Vсв - VHKT - Vкр P2 = Vсв - VHKT ( ) де Vсв - об'єм свердловини до перфораційних отворів; VHKT - об'єм НКТ; нижніх Vкр - об'єм порції кислотного розчину; Р1 - тиск на усті свердловини на початок протиснення; Р 2 - тиск на усті на момент закінчення протиснення. Використання запропонованого способу дозволяє підвищити ефективність очищення ПЗП від техногенного забруднення. Висока ступінь розчинення компонентів техногенних відкладів та гірських порід продуктивного пласта досягається за рахунок протиснення в ПЗП кислотного розчину порціями, в проміжках часу між якими вибійний тиск в свердловині понижують нижче пластового тиску на максимально допустиму величину та видержують на протязі 20-30 хвилин, що забезпечує зміну напрямку руху кислотного розчину в ПЗП на протилежний - з пласта в свердловину. Зміни напрямку фільтрації підвищує розчинення компонентів техногенних відкладів за рахунок охоплення кислотним розчином нових фільтраційних каналів в ПЗП. Введення в склад кислотного розчину крім оцтової кислоти ще фосфорної кислоти підвищує ефективність розчинення техногенних відкладів, що містять продукти корозії і ерозії металу. Для забезпечення більш повного розчинення забруднюючих матеріалів та компонентів гірських порід продуктивного пласта після розчинення оцтовою та фосфорною кислотою основної маси компонентів, що вміщують катіони заліза в пласт протискують останню порцію кислотного розчину, що додатково містить соляну кислоту, або суміш соляної та фтористоводневої кислоти. Цей склад кислотного розчину протискують в ПЗП послідньою порцією також і тому, що він характеризується більшою швидкістю розчинення карбонатних та глинистих компонентів і, відповідно, меншим часом витримки на реагування. Момент завершення протиснення 4 газом кожної порції кислотного розчину в ПЗП визначають по падінню тиску на усті свердловини до величини Р2, яку розраховують за формулою (1). Порівняльний аналіз запропонованого рішення з прототипом показує, що запропонований спосіб відрізняється від відомого тим, що кислотний розчин протискують газом в пласт 2-ма - 5-ма порціями і перед протисненням кожної наступної порції змінюють напрямок фільтрації кислотного розчину в привибійній зоні стравлюванням тиску в свердловині з створенням депресії на продуктивний пласт, причому кислотний розчин кожної порції крім оцтової кислоти містить фосфорну кислоту, а послідньої порції додатково містить соляну кислоту, або суміш соляної кислоти та фтористоводневої, при цьому об'єм протисненого газом в пласт кислотного розчину визначають по фактичному падінню тиску на усті свердловини за формулою (1). Отже запропоноване рішення відповідає критеріями винаходу “новизна” і “суттєві відмінності”. Запропонований спосіб досліджено в лабораторних умовах для порівняння з відомим. Дослідження впливу кількості циклів зміни напрямку руху кислотного розчину на ефективність очищення колектора від техногенних забруднень проводились по наступній методиці. Моделлю дослідження ефективності очищення пористого середовища від техногенного забруднення служила фільтраційна колонка заповнена природним розмеленим пісковиком (90%) та сухим залишком забруднюючих матеріалів (10%), проби яких брали з сепараторів та пиловловлювачів системи очистки газу на підземному сховищі. Модель пласта насичували пластовою водою з наступним її витісненням повітрям та визначенням початкової газопроникності (К1). Після цього через модель пласта протискували 50мл кислотного розчину з витримкою в породі. Протиснення кислотного розчину проводили однією порцією (прототип), двома, трьома, чотирма, п'ятьма та шістьма порціями. Між протисненням кожної наступної порції моделювали зміну напрямку фільтрації кислотного розчину, що досягалось створенням надлишкового тиску на протилежному кінці моделі. Після витримки на реагування проводили витіснення кислотного розчину повітрям та визначили кінцеву газопроникність моделі пласта (К2) та коефіцієнт відновлення проникності K2 b= . Загальний час з моменту першого K1 протиснення кислотного розчину в модель пласта до його кінцевого витіснення повітрям в усіх експериментах складав 4 години. Результати досліджень ефективності очищення моделі пласта від техногенного забруднення при протисненні кислотного розчину порціями з циклічною зміною напрямку фільтрації приведено в таблиці 1. 5 27046 6 3 СН3СООН (20%)+Н3РО4(10%) Таблиця 1. Як видно з таблиці 2 при протисненні Коефіцієнт відновлення проникності (b),зб/р кислотного розчину порціями зміною напрямку №п/п Склад кислотного розчину фільтра додаткове введення в склад послідньої Кількість циклів зміни напрямку фільтрації кислотного розчину 0 1 порції кислотного розчину соляної кислоти, або її 2 3 4 5 1 2 3 4 суміші з фтористоводневою кислотою забезпечує 5 6 7 8 підвищення коефіцієнта відновлення проникності Оцтова кислота (20мас. 1-2). 1 1,52 1,91 (b) з 3,48 (дослід 3) до 4,06 - 4,15 (досліди3,94 2,73 3,48 3,90 %) + фосфорна кислота Приклад реалізації способу. (10мас. %) Обробка ПЗП по запропонованому способу Прототип - оцтова 2 1,31 - проводилась на свердловині підземного сховища кислота (90мас. %) газу глибиною 1197м обсаженою експлуатаційною колоною Æ 168мм з товщиною стінки 10мм Для порівняння в таблиці 1 також приведено опресованою тиском 15,0МПа з інтервалом ефективність способу-прототипу при максимальній перфорації 1162-1144м. Колона НКТ Æ 114мм з концентрації кислоти. товщиною стінки 7мм спущена на глибину 1165м. Як видно з одержаних результатів Пластовий тиск на момент обробки складав експериментальних досліджень коефіцієнт 4,8МПа. відновлення проникності (b) по запропонованому Для реалізації способу було приготовлено способу при порційному протисненні кислотного 6,0м3 кислотного розчину (20% СН3СООН+10% розчину з циклічною заміною напрямку фільтрації Н3РО4), який нагнітали насосним агрегатом в вищий порівняно з прототипом. Це досягається за колону НКТ трьома порціями по 2м3. Після рахунок проникнення кислотного розчину в нові нагнітання кожної порції в колону НКТ її фільтраційні канали і відповідного збільшення протискували в пласт газом високого тиску від охоплення моделі пласта кислотним розчином при компресорної станції підземного сховища. Для зміні напрямку його фільтрації. Збільшення проведення обробки в період відбору газу при кількості циклів зміни напрямку фільтрації більше зупиненій компресорній станції протиснення 4-х не забезпечує суттєвого підвищення кислотного розчину здійснюють за допомогою коефіцієнту відновлення проникності (b) і тому азотної установки. В початковий момент економічно не доцільне. протиснення першої порції газом високого тиску Далі проводились експериментальні створено на усті тиск 8,5МПа. Після цього газ дослідження по визначенню ефективності високого тиску відключили, а трубний і затрубний додаткового введення соляної кислоти, або її простір в свердловині з'єднали через фонтанну суміші з фтористоводневою кислотою в склад арматуру. останньої порції кислотного розчину. Розрахунок по формулі (1) показав, що Дослідження проводились по вище згаданій протисненню в пласт першої порції кислотного методиці в такій послідовності. В першій серії розчину відповідає падіння тиску на усті експериментів кислотний розчин (склад розчинів свердловини до 7,5МПа: приведено в таблиці 2) протискали через модель пласта, витримували на реагування та визначали коефіцієнт b. В другій серії експериментів модель пласта попередньо обробляли розчином оцтової та фосфорної кислот з циклічною зміною напрямку фільтрації (три цикли) і тільки після цього на модель впливали кислотними розчинами, що додатково містили НСl, або суміш НСl з HF. Результати досліджень приведені в таблиці 2. Для порівняння в таблиці 2 також приведені значення коефіцієнта b для кислотного розчину без додаткового вмісту НСl та HF (дослід №3). P2 = ( P1 Vсв - VHKT - Vкр Vсв - VHKT ) = 8,5МПа (19,67м3 - 2,74м3 - 2,0м3 ) = 7,5МПа 3 19,67м - 2,74м 3 Контролюючи тиск на усті встановлено, що зниження його величини з 8,5МПа до 7,5МПа відбулося з 1,4 години. Таким чином, час протиснення першої порції склав 1,4 години. Після цього тиск в свердловині стравили до величини 3,7МПа і закрили під депресією (1,1МПа) на 20 хвилин для зміни напрямку фільтрації кислотного розчину з пласта в свердловину. Аналогічного проведено протиснення в пласт 2-ї і 3-ї порції кислотного розчину. Час протиснення 2. Таблиця 2-ї порції склав 1,6 години і 3-ї порції - 1,9 годин. Після протиснення другої порції проникності Коефіцієнт відновлення стравили тиск в свердловині до 2,8МПа і залишили під депресією моделі пласта (b), б/р (2,0МПа) на 25 хвилин. з попередньою Для підвищення розчинності глинистих обробкою № п/п Склад останньої порції кислотного розчину компонентів, попередньої а також враховуючи, що значна без оцтовою та частина обробки оцтовою та забруднюючих компонентів, які вміщують фосфорною продукти корозії і кислотою фосфорною ерозії металу вже розчинена кислотою склад попередніми порціями кислотного розчину, в(3 цикли) кислотного розчину третьої порції додатково ввели 1 2 3 4% НСl і 1% HF. Після протиснення 43-ї порції 1 [СН3СООН (20%) +Н3РО4(10%)]+НСl (10%) 1,16 свердловину закрили на 1,5 годин на4,06 реагування 2 [СН3СООН (20%) +Н3РО4(10%)]+НСl (8%)+HF (2%) освоїли. Гідродинамічні дослідження проведені 1,21 4,15 та 7 до і після обробки показали збільшення її приймальності з 36тис.м3 газу на добу до 121тис.м3. Таким чином запропонований спосіб дозволяє ефективно очищати привибійну зону свердловин підземних сховищ газу від техногенного забруднення. Джерела інформації: 1. Патент України №10455, кл. Е21 В 43/27, 1996р., Бюл.№4. 2. Патент України №33691, кл. Е21 В 43/27, 2001р., Бюл.№1. 27046 8