Спосіб обробки привибійної зони продуктивних шарів

Спосіб обробки привибійної зони продуктивних шарів, що включає послідовне нагнітання буферу із газованого конденсату, газованого розчину підкисленого метанолу, циклічного закачування газорідинної суміші поверхнево-активної речовини з діетиленгліколем та його протискуванням у пласт вуглеводневим газом високого тиску з обов'язковою витримкою суміші в пласті для адсорбції поверхнево-активної речовини, який відрізняється тим, що після буферу із газованого конденсату у пласт додатково нагнітають 3-15% розчин неорганічного фосфату, а суміш поверхнево-активної речовини з діетиленгліколем додатково містить або хлорид амонію, або сульфат натрію, або бісульфат натрію при наступному співвідношенні компонентів, мас.% : Поверхнево-активна речовина з піноутворювальними та гідрофобізуючими властивостями 3-10 Діетиленгліколь 3-30 Хлорид амонію, або сульфат натрію, або бісульфат натрію 0,1-2 Прісна вода решта, а вуглеводневий газ додатково містить метанол та/або діетиленгліколь при концентрації 0,01 –1 %. Зоя 41170 (11) UA цевому результаті призводить до додаткового видобутку газу. Однак вказаний спосіб має ряд недоліків. По-перше, не забезпечується довготривалість ефекту після проведення обробки із-за відносно швидкого виносу поверхнево-активних речовин з пласта. По-друге, не враховується що при нагнітанні вуглеводневого газу у привибійну зону привноситься конденсат та вода, що може зменшити ефективність обробки. По-третє, відомий спосіб не передбачає проведення обробки у свердловинах, що поступово обводнюються. В основу винаходу було покладено завдання створити спосіб обробки привибійної зони продуктивних шарів, в якому за рахунок використання нових реагентів та зміни технологічних режимів досягається проведення більш ефективної обробки у газових та газоконденсатних свердловинах, в тому числі і тих, що обводнюються, за рахунок продовження технологічного ефекту покращеної роботи свердловини, збільшення кількості ПАР, що адсорбуються на поверхні породи та здатні при зворотній промивці поступати у потік рідини після проведеної обробки, блокування обводнених пропластків. Це досягається послідовним нагнітанням буферу із газованого конденсату, газованого розчину (19) Винахід відноситься до нафтогазовидобувної галузі, а саме до обробок привибійної зони пласта нафтових і газових свердловин. Відомий спосіб обробки привибійної зони продуктивних шарів, що включає послідовне нагнітання буферу із газованого конденсату, газованого розчину підкисленого метанолу (0,4-3% соляної кислоти, 0,9-7% води та метанол - решта до 100%), циклічної закачки газорідинної суміші поверхнево-активної речовини з піноутворюючими та гідрофобізуючими властивостями (0,5-10%) та етиленгліколю або діетиленгліколю (3-30%) на пластовій воді з його протискуванням у пласт вуглеводневим газом високого тиску в об'ємі, рівному поровому об'єму кожної зони депресійної воронки, при цьому протискування газорідинної суміші проводять із зміною вмісту ПАР в кожному циклі з обов'язковою витримкою суміші в пласті для адсорбції ПАР (патент України № 20547А, Е21В 43/27, 1997 р.). Використання вказаного способу дозволяє покращити процес виносу пластових флюїдів, особливо води та конденсату, що ускладнюють видобуток газу, попереджає випадання солей із пластової води при контакті із метанолом, покращує піноутворюючу здатність суміші ПАР та гідрофобізацію поверхні порових каналів, що в кін (13) А ____________________ 41170 підкисленого метанолу, циклічної закачки газорідинної суміші поверхнево-активної речовини з діетиленгліколем та його протискуванням у пласт вуглеводневим газом високого тиску з обов'язковою витримкою суміші в пласті для адсорбції поверхнево-активної речовини, при цьому після буферу із газованого конденсату у пласт додатково нагнітають 3-15% розчин неорганічного фосфату, а суміш поверхнево-активної речовини з діетиленгліколем додатково містить або хлорид амонію, або сульфат натрію, або бісульфат натрію при наступному співвідношенні компонентів, мас.%: поверхнево-активна речовина з піноутворюючими та гідрофобізуючими властивостями 3 - 10 діетиленгліколь 3-30 хлорид амонію, або сульфат натрію, або бісульфат натрію 0,1-2 прісна вода решта, а вуглеводневий газ додатково містить метанол та/або діетиленгліколь при концентрації 0,01-1%. Суттєвими відмінностями запропонованого способу від відомого є: 1. У пласт додатково нагнітають 3-15% розчин неорганічного фосфату. 2. Суміш поверхнево- активної речовини з діетиленгліколем додатково містить хлорид амонію, або сульфат натрію, або бісульфат натрію з концентрацією 0,1-2%. 3. Вуглеводневий газ додатково містить метанол та/або діетиленгліколь при концентрації 0,01 -1 %. Використання запропонованого способу дозволяє проводити більш ефективну обробку газових та газоконденсатних свердловинах, в тому числі і тих, що обводнюються, за рахунок продовження технологічного ефекту покращеної роботи свердловини, збільшення кількості ПАР, що адсорбуються на поверхні породи та здатні при зворотній промивці поступати у потік рідини після проведеної обробки, блокування обводнених пропластків. Так, при нагнітанні першого технологічного розчину, тобто 3-15% розчину неорганічного фосфату, при наявності водонасичених або обводнених пропластків у розрізі свердловини відбуватиметься їх блокування. Це відбувається за рахунок утворення водонерозчинного осаду фосфату кальцію або магнію при контакті неорганічного фосфату із пластовою водою, в якій в більшості випадків присутні іони кальцію та магнію; 2 Nа3РO4 + 3 CaCl2 = Са3(РO4)2 + 6 NaCl Осад, що утворюється, перекриває пoрові канали, по яким поступає пластова вода, що призводить до їх блокування. А це відповідно призводить до того, що після обробки пластова вода не буде поступати у продукцію свердловини. Окрім того, наявність пластової води на вибої свердловини призводить до перевитрат поверхнево-активної речовини на її винесення на поверхню. У газонасичених пропластках блокування не спостерігатиметься із-за відсутності іонів кальцію та магнію. Навпаки, при високих пластових температурах (вище 80 градусів Цельсія) в таких умовах відбуватиметься збільшення проникності газонасиченого пласта. Це повязано з тим, що розчин неорганічного фосфату представляє собою слабкий лужний розчин, який може реагувати з глинистими та силікатними компонентами породи. Хоча збільшення проникності, яке досягається за рахунок цієї реакції, не перевищує 150% від початкової, це дозволяє збільшувати приплив газу та конденсату у свердловину. Необхідно відмітити, що збільшення проникності водонасичених пропластків не відбуватиметься із-за значної різниці у швидкості протікання цих реакцій. Як неорганічний фосфат може використовуватись або тринатрійфосфат, або поліфосфат натрію, або гексаметафосфат натрію, або інші їх похідні. Нагнітання другого технологічного розчину газованого розчину підкисленого метанолу - дозволяє десорбувати з поверхні порових каналів воду, що створює сприятливі умови для послідуючої гідрофобізації пласта ПАР, дозволяє попереджувати випадання солей із високомінералізованої пластової води, дозволяє частково розчиняти забруднення та карбонатний цемент породи, що спричиняє до часткового збільшення проникності пласта, дозволяє при зворотному русі рідин прискорити процес її очищення із-за кращої рухливості парів метанолу. Для підкислення метанолу використовується соляна кислота в об'ємі 0,4-3% від об'єму метанолу. Нагнітання третього технологічного розчину - газованої суміші поверхнево-активної речовини, діетиленгліколю та солі - дозволяє проводити гідрофобізацію поверхні пісковиків та глин, що збільшує фазову проникність для вуглеводневого газу та зменшує фазову проникність для води, дозволяє розчиняти та вспінювати легкі вуглеводні конденсату, що призводить до очищення газонасичених пластів та вибою свердловини від вуглеводневої рідини, яка перешкоджає нормальній роботі газової свердловини, дозволяє покращити піноутворюючу здатність та стабільність пінної системи на основі запропонованої суміші, що покращує процес обробки пласта та його очищення. Окрім того, додаткове введення у склад суміші солей, таких як хлорид амонію, сульфат натрію, бісульфат натрію дозволяє збільшити адсорбцію поверхнево-активної речовини на поверхні продуктивного пласта. Так, вміст 0,1 % хлориду амонію у 0,05% розчині ОП-10 спричиняє до збільшення адсорбції ПАР з 0,216 мг/л до 0,225 мг/л, а вміст вже 1% хлориду амонію спричиняє величину адсорбції - 0,251 мг/л. Тобто присутність хлориду амонію у розчині ПАР дозволяє збільшити адсорбцію останнього в 4,216,4%, Аналогічна картина спостерігається і при використанні сульфату натрію або бісульфату натрію. На збільшення адсорбції поверхнево-активної речовини впливає також збільшення концентрації останньої у розчині до 3-10% та витримка свердловини під тиском для переводу процесу адсорбцій із динамічного характеру в стаціонарний. Все це в комплексі дозволяє під час обробки залишити на поверхні порових каналів максимальну кількість ПАР, яка при зворотному русі рідини не буде винесена на поверхню. В процесі експлуатації свердловини поверхнево-активна речовина поступово буде десорбуватись із поверхні каналів і поступатиме у потік газу, конденсату та води, якщо така буде в наявності. Присутність ПАР у потоці вже при концентрації 0,05% покращує роботу газліфтного підйомника на 10-25%. При цьому також забезпечується ефективне винесення із вибою 2 41170 свердловини та привибійної зони конденсату та води, які мають тенденцію до випадання там. Необхідно відмітити, що термін десорбції ПАР займає тривалий час. Так, для повної десорбції ПАР необхідно приблизно нагнітання 10-20 порових об'ємів рідини. При значній глибині обробки, що забезпечує запропонований спосіб, та збільшеній кількості ПАР на поверхні пласта зворотний рух пластових флюїдів із пласта до вибою свердловини буде постійно збагачений поверхнево-активною речовиною. При цьому вказаний процес буде тривати досить довго із-за повільного процесу десорбції ПАР, тобто забезпечується збільшення тривалості технологічного ефекту після проведення обробки. Нагнітання четвертої технологічної рідини вуглеводневого газу високого тиску - також має деякі відмінності від прототипу. Вони пов'язані з тим, що вуглеводневий газ додатково містить або метанол, або діетиленгліколь, або суміш метанолу з діетиленгліколем при концентрації 0,01-1%. Така особливість необхідна для ліквідації негативного впливу, присутнього у газі рідкої фази (конденсату та пластової води). Оскільки зазвичай для продавки технологічних рідин у пласт береться вуглеводневий газ із сусідньої більш потужної свердловини, то у її складі завжди присутній хоча б один із рідких компонентів. Попадаючи у продуктивний пласт, вони адсорбуються там, що зменшує ефективність обробки. Щоб зменшити негативний їх вплив до мінімуму, у газ додатково вводять метанол як водопоглинач та діетиленгліколь як вспінювач конденсату. В залежності від складу рідкої фази у вуглеводневому газі вводиться сам або метанол (наявність води), або діетиленгліколь (наявність конденсату), або суміш метанолу з ДЕГом (наявність і води, і конденсату). Таким чином, використання запропонованого способу дозволяє уникнути недоліків відомого способу та збільшити ефективність обробки, що проявляється у додатково видобутому пластовому флюїді - газі та конденсаті та зниженні кількості води, що видобувається. Технологія проведення обробки по запропонованому способу полягає в наступному. Свердловину зупиняють на час проведення обробки. По відомій технологічній схемі при закритому трубному просторі в затрубний простір нагнітають вуглеводневий газ високого тиску до стабілізації його на гирлі свердловини, потім буферну газорідинну суміш (наприклад, конденсат) до стабілізації тиску нагнітання. По запропонованому способу нагнітають у свердловину необхідні об'єми послідовно 3-15% розчину неорганічного фосфату, газованого розчину підкисленого метанолу та циклічно газорідинної суміші 3-10% поверхнево-активної речовини, 3-30% діетиленгліколю, 0,1-2% хлориду натрію, або сульфату натрію, або бісульфату натрію та вуглеводневого газу високого тиску, що додатково містить метанол та/або діетиленгліколь при концентрації 0,01-1% в 1-3 цикли з обов'язковою витримкою суміші в пласті для адсорбції поверхнево активної речовини. Після цього свердловину освоюють і запускають в експлуатацію. Порядок приготування запропонованого розчину полягає в наступному. Приклад 1. У 66,9 г (66,9 мас.%) прісної води послідовно розчиняють 0,1 г (0,1 мас.%) бісульфату натрію, 30 г (30 мас.%) діетиленгліколю та 3г (3 мас.%) ОП-10. Приклад 2. У 74 г (74 мас.%) прісної води послідовно розчиняють 1 г (1 мас.%) хлориду натрію, 20 г (20 мас.%) діетиленгліколю та 5 г (5 мас.%) ТЕАС-М. Приклад 3. У 85 г (85 мас.%) прісної води послідовно розчиняють 2 г (2 мас.%) сульфату натрію, 3 г (3 мас.%) діетиленгліколю та 10 г (10 мас.%) неонолу АФ9-12. Приклад здійснення способу. Вибираємо типову свердловину, що має наступні геолого-технічні умови: інтервал перфорації 3380-3384, ефективна товщина пласта - 3,2 м, пластовий тиск - 5,6 МПа, коефіцієнт ефективної пористості - 0,1, діаметр свердловини - 0,3 м, радіус контура живлення -200 м, діаметр НКТ - 0,073 м, глибина спуску НКТ - 3370 м. На основі відомих формул та відповідних розрахунків визначаємо, що для умовних зон депресійної воронки необхідно при степені аерації 10-12 та газовим числом 5 у пластових умовах для зони А 0,45 м3 робочої рідини, що містить 10% ПАР, 30 % ДЕГ, 0,5% хлориду амонію та 2,25 м3 газу. Для зони Б необхідно 6,5 м3 робочої рідини, що містить 6% ПАР, 20% ДЕГ, 0,5% хлориду амонію та 32,5 м3 вуглеводневого газу. Для зони В необхідно 8 м3 робочої рідини, що містить 3% ПАР, 10% ДЕГ, 0,5% хлориду натрію та 39,5 м3 вуглеводневого газу. Окрім того, готуємо ще 3 м3 водопоглинача, який складається із 3% соляної кислоти та метанолу, 15 м3 конденсату та 2 м3 10% розчину тринатрійфосфату. Оскільки вуглеводневий газ, що використовується, містить в основному конденсат та невелику кількість води, то в його склад додатково вводять діетиленгліколь при концентрації 0,1%. При закритому затрубному простору нагнітають газ високого тиску до стабілізації тиску на гирлі свердловині. Далі нагнітають 15 м3 конденсату з одночасним попаданням газу до стабілізації тиску. Після цього нагнітають у свердловину 2 м3 10% розчину тринатрійфосфату та 3 м3 підкисленого водопоглинача, який протискують вуглеводневим газом з ДЕГ. Закачують першу порцію - 0,45 м3 - суміші ПАР, який диспергований вуглеводневим газом з ДЕГ в об'ємі 2,25 м3. Припиняють закачку на 0,5-1 годину для адсорбції ПАР. Після цього закачуємо в пласт 6,5 м3 другої порції ПАР, що диспергований вуглеводневим газом з ДЕГ в обємі 32,5 м3. Знову припиняємо закачку для адсорбції ПАР. Знову закачуємо 8 м3 третьої суміші ПАР, що диспергований вуглеводневим газом з ДЕГ в обємі 39,5 м3. Витримуємо свердловину протягом 24-72 год для повної адсорбції ПАР у статичних умовах, після чого свердловину освоюють. 3 41170 Тираж 50 екз. Відкрите акціонерне товариство «Патент» Україна, 88000, м. Ужгород, вул. Гагаріна, 101 (03122) 3 – 72 – 89 (03122) 2 – 57 – 03 4 41170 5