Композиція для декольматизації та розглинізації привибійної зони нафтогазонасичених пластів

Реферат: UA 86111 U UA 86111 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Корисна модель належить до нафтовидобувної промисловості, а саме до розробки комплексного реагенту для відновлення роботи газових свердловин, привибійна зона яких кольматована пластовою водою, конденсатом або набуханням глинистих порід. Крім того, вона має також комплекс властивостей, які дозволять створити ефективний механізм очистки привибійної зони від кольматації з метою відновлення ефективної роботи свердловини. Збільшення обсягів видобутку газу і газоконденсату в Україні істотно залежить від ефективної експлуатації вже існуючого фонду експлуатаційних свердловин. Так, на багатьох родовищах Дніпровсько-Донецької западини, Криму та Передкарпаття, в яких зосереджені основні запаси нафти та газу, значна частина фонду видобувних свердловин працює суттєво нижче своїх потенційних можливостей. Однією з основних причин цього є техногенний фактор, який зумовлений високим водонасиченням привибійної зони пласта (ПЗП). Так, у зовнішній зоні Передкарпатського прогину, де продуктивні горизонти у розрізах свердловин, за звичай, представлені тонкошаруватим чергуванням неоднорідних піщаних і глинистих прошарків, експлуатація газових та газоконденсатних свердловин ускладнюється накопиченням води та конденсату на вибої останніх [1]. З появою рідини (води і конденсату) відбувається зменшенням фазової проникності пористого середовища для газу, обводненням частини газовіддаючих інтервалів, зростанням втрат тиску у привибійній зоні пласта, у стовбурі свердловин, що приводить до зниження дебітів свердловин. При зменшенні останніх та пластового тиску нижче мінімальних, які необхідні для виносу рідини, відбувається нагромадження води і конденсату на вибої та у привибійній зоні, що приводить до зупинки свердловини. Слід зазначити також, що розробка газових покладів при водонапірному режимі також супроводжується поступовим обводненням видобувних свердловин підошовними або крайовими водами. Крім рідких флюїдів, які накопичується на вибої, передчасна зупинка експлуатації свердловин відбувається також через утворення там піщано-глинистих пробок, які понижують фільтраційні властивості пласта у привибійній зоні, що приводить до втрат пластової енергії при русі флюїдів із пласта у свердловину та зменшує газовилучення. Тому, ліквідація таких пробок в умовах продуктивних піщано-глинистих горизонтів є завжди ефективним заходом, оскільки відновлюється робота свердловини та зменшуються втрати пластового тиску у привибійній зоні та на вибої. У ряді випадків очищаються і включаються у роботу пропластки, які через перекриття пробкою не дренувались. Крім вищенаведеного, заводнення або кольматація привибійної зони може відбуватися за участю фільтрату промивних рідин. Останнє стає можливим, коли технології первинного та вторинного розкриття пластів застосовують без врахування геолого-геофізичних характеристик розрізу. Зокрема, як промивальні рідини використовують прісноводні або без належної хімічної обробки глинисті розчини [2, 3]. В основу корисної роботи поставлена задача створення комплексного реагенту для відновлення роботи газових свердловин, привибійна зона яких кольматована пластовою водою, конденсатом або набуханням глинистих порід. Крім того, він має володіти також комплексом властивостей, які дозволять створити ефективний механізм очистки привибійної зони від кольматації з метою відновлення ефективної роботи свердловини. За звичай, взаємодія прісної води з теригенними породами у багатьох випадках супроводжується зниженням їх проникності через набухання глинистих частинок колектора, які присутні у них in-sity або привнесені у процесі буріння свердловини. Результати досліджень свідчать, що проникність зразків керна при дії на них маломінералізованої (прісної) води, виміряна в умовах, наближених до пластових, знижувалася до 47-58 % [4]. Запобігання або зниження процесу набухання глин має велике значення при розкритті та освоєнні нафтогазових пластів. Одним із вирішень даної проблеми є використання розчинів електролітів або поліелектролітів. Найменше набухання викликають розчини, в яких присутній іон калію, оскільки обмін іонів натрію, які присутні у глині, на іони калію призводить до істотного зменшення набухання глин [4]. Слід додати також, що суттєво на набухання глин впливає мінералізація технічних рідин. У разі насичення їх солями на рівні 40 г/л коефіцієнт набухання дещо зменшується, сягаючи 35-40 %, а при значенні мінералізації 100 г/л відбувається значне зменшення набухання до 0-15 %, в залежності від складу і глибини залягання глинистих порід [4]. Суттєве зменшення набухання глин відбувається також під впливом кислот (НСl та ін.). Наявність кислого середовища спричиняє коагуляцію глин, яка приводить до збільшення порового простору [5, 6]. 1 UA 86111 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Перспективним методом зниження набухання глин є наявність у пластовій або технічній воді вуглекислого газу. Лабораторні дослідження із зразками бентонітової глини показали, що 2 насичення прісної води вуглекислим газом при тиску 61,1 кгс/см сприяє зниженню набухання глин на 85-93 % [7]. Ще одним із напрямків декольматизації привибійної зони є використання поверхневоактивних речовин (ПАР). П.А. Ребіндер [8] свідчить, що останні понижують поверхневий натяг на границі розділу, послаблюючи тим самим міжіонні зв'язки, що призводить до зменшення величини дифузійного шару. ПАР відіграють важливу роль у процесах декольматизації продуктивних пластів для відновлення роботи свердловин та підвищення коефіцієнту нафтогазовилучення. За звичай, при видаленні рідини з вибою свердловини застосовують такі ПАР: сольпен 10Т, савінол, сульфазол, Піносол, Сніжок та інші [1, 9-11]. Слід зауважити, що більшість свердловин, які обводнюються та зупиняються, виносять пластову воду з концентрацією солей від 50 до 250 г/л, що суттєво зменшує піноутворення та обмежує можливість використання ПАР для відновлення їх роботи [12]. Враховуючи наведені матеріали, виконано дослідні роботи щодо створення принципово нового реагенту комплексної дії, який має ефективний вплив на привибійну зону пласта для зниження набухання глинистих мінералів та очистки привибійної зони від конденсату, технічної та пластової вод з метою відновлення роботи свердловини. Ця задача вирішується за допомогою нового реагенту, який відрізняється від існуючих комплексною дією на кольматований пласт. У ньому присутні наступні компоненти: 1) Хлористий калій (КСl) - зменшує розмір граничного дифузійного шару [4]. 2) Висока мінералізація солей (50-200 г/л) - зменшує водонасичення глин [4]. 3) Соляна кислота (НСl) - коагулює глинисті різновиди [5, 6]. 4) Вуглекислий газ СO2 (взаємодія кислот з карбонатами або розчинними їх солями) знижує набухання глин [7]. 5) Неіоногенна ПАР (НПАР) - пониження поверхневого натягу та послаблення міжіонних зв'язків [8]. Застосована композиція ПАР, на відміну від вищенаведених [9-12], має високу здатність до піноутворення навіть при мінералізації вод до 200 г/л. 6) Антикорозійна добавка - висока ефективність захисту обладнання нафтогазового комплексу від корозії [13]. Склад композиції для декольматизації та розглинізації привибійної зони нафтогазонасичених пластів містить: кислоти (соляну або/і оцтову, або/і інші) або карбонат калію (К2СО3) - 0,1-20,0 %; хлористий калій - 0,1-20 %; НПАР або/і суміш НПАР - 0,1-5 %; антикорозійна добавка - 0,5-5,0 %; консервант - 0,1-1,0 %; вода - решта. Як НПАР використовують неіоногенні сурфактанти поліглікозиди: Caprylyl та Decyl Glycoside, а також: Lauryl та Coco Glycoside наступних товарних марок: Milcoside 101, 201 та інші (LG), Glucopon 215, 225 та інші (Cognis), APG 0810, Elsur APG 6L-0810, 7L-0810 та інші (Китай), Eco Sence (DOW), Simulsol (SEPPIC), Lutensol (BASF), Triton (DOW). Як антикорозійну добавку застосовують нітрилотриметилфосфонову кислоту (НТФ) або 1оксіетилендифосфонову кислоту (ОЕДФ) або нітрат амонію (NH4NO3). Як консервант застосовують: бензонат натрію або формальдегід, або methylisothiazolinone тощо. Важливістю даної роботи є те, що крім вирішення названих вище проблем, розробка дозволила створити ефективний механізм очистки привибійної зони від конденсату, технічної та пластової вод з метою відновлення роботи свердловини. Останнє обумовлене наявністю у даній композиції як ПАР поліглікозиду (ПГ), який характеризується високими піноутворюючими властивостями як у соленій воді, так у присутності конденсату, що дозволяє поєднати процес ліквідації набухання глин з очисткою привибійної зони від конденсату та суміші технічної і пластової вод або фільтрату. Слід відзначити, що ПГ є екологічно безпечним та використовувався лише для виготовлення синтетичних миючих засобів. При вивченні ефективності даного реагенту у пластових умовах предметом дослідження була його піноутворююча здатність в сильно мінералізованих розчинах (до 200 г/л), а також у присутності рідких вуглеводнів - суміш 30 % керосину та 70 % дизельного палива, яка моделює наявність конденсату. Дослідження ефективності АПД проводили згідно з вимогами ТУ-6-39-4892 «Шампуни на основе синтетических ПАВ и биологически активных добавок» [14]. Піноутворення ПГ у присутності мінералізованих вод досліджувалася в діапазоні концентрації солей від 0,5 до 200 г/л (фіг. 1). Вміст ПГ у розчині для ціноутворення становив 2 UA 86111 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 0,25 %. Позитивні результати, які отримано у процесі досліджень, свідчать про високу піноутворюючу здатність ПГ у середовищі високомінералізованих вод. Так, при зростанні мінералізації модельних розчинів від 0,25 до 200 г/л кратність піни дещо зменшується від 5 (мінералізація 0,25 г/л) до 3,5 (200 г/л), понижується також піноутворююча здатність від 16 до 3 10,0 см /%, а стійкість піни зростає від 15 до 60 с відповідно. Результати дослідження піноутворення ПГ у присутності рідких вуглеводнів, які моделювали наявність конденсату, наведені на кресленні (фіг. 2). Вміст ПГ у розчині для піноутворення становив 0,6 %. Позитивні результати, які отримано в ході досліджень, свідчать про високу піноутворюючу здатність ПГ при наявності конденсату та високомінералізованих вод (100 г/л). Так, при зростанні вмісту рідких вуглеводнів від 2,0 до 50,0 % кратність піни зменшується від 5,5 3 (вміст конденсату 2,0 %) до 3,0 (50,0 %), а піноутворююча здатність - від 17,7 до 8,0 см /% відповідно. Збільшення мінералізації води з 100 г/л до 200 г/л призводить до зменшення кратності піни та піноутворюючої здатності для вмісту конденсату 50 % (співвідношення вода/конденсат 1:1) 3 від 3,0 до 2,5 та від 8,0 до 6,0 см /% відповідно. Підсумовуючи результати роботи, слід відзначити: високі значення піноутворюючої здатності та кратності піни у присутності значної кількості конденсату (до 50 %) свідчать про значну ефективність застосування даного реагенту для видалення рідких вуглеводнів з привибійної зони газових покладів при наявності високомінералізованих вод. Щодо механізму очистки привибійної зони, то його дія полягає у наступному: 1) Наявність іонів калію та високий їх вміст призводять до зменшення набухання глинистих мінералів. 2) Кислота, яка присутня у реагенті, викликає коагуляцію глинистих мінералів та взаємодіє з карбонатами до виділенням СО2. Останній, крім зменшення набухання глин, спричиняє піноутворення ПГ у присутності конденсату і високомінералізованих вод, а також приводить до часткового збільшення тиску у привибійній зоні. 3) Завдяки піноутворенню між свердловиною та газовим флюїдом формується пінна зона, що буде служити останньому шляхом міграції. 4) ПАВ, емульгуючи конденсат (рідкі вуглеводні) та води, створює однорідну спінену емульсію, яка при русі вуглеводневого флюїду до свердловини буде виноситися з пласта. 5) Очищення привибійної зони збільшить проникність, що дозволить як відновити приплив газу до свердловини, так і збільшить швидкість його фільтрації. Пропоноване рішення дозволить не тільки розглинізувати привибійну зону пластів, що представлені теригенними піщано-глинистими колекторами або такими, що кольматовані мінеральними частинками бурового розчину, але і розформувати заводнену фільтратом промивної рідини та випавши конденсатом привибійну зону колектора. Це базується як на комплексній дії різних реагентів, так і на створенні у пласті зони піноутворення, яка сприяє руху вуглеводневих флюїдів до стовбура свердловини (фіг. 3). Наріжним каменем даного рішення є створення у привибійній частині пласта зони активного піноутворення, якою відновиться рух газового флюїду до свердловини. Внаслідок цього та створення додаткового тиску новоутвореннями вуглекислого газу буде відбуватися декольматизація привибійної зони від конденсату та води, шляхом винесення останніх у вигляді газопінної суміші з пласта у свердловину (про газліфтний механізм). Суть корисної моделі додатково пояснюється графіками та кресленнями, де на фіг. 1 наведена зміна піноутворення розчину 0,25 % ПГ в залежності від мінералізації пластових вод; фіг. 2. відображає зміну піноутворення розчину 0,6 % ПГ в залежності від вмісту конденсату (суміш 30 % бензин + 70 % дизпаливо); мінералізація модельного розчину 100 г/л.; фіг. 3. - зміна стану пласта у процесах буріння (а), формування зони піноутворення (б) та після його декольматизації (в). Подібними до даного рішення (аналогами та прототипом), які застосовують для декольматизації пласта та розглинізації привибійної зони, є наступні роботи: 1. Патент РФ № 2119579, МПК Е21В43/22, публ. 1998 p. Склад для обробки привибійної зони свердловини включає, мас. %: соляна кислота, розчин в розчині ізопропілового спирту солей первинних амінів фракції С10-С16, полігліколі, вода. Низька ефективність щодо піщаноглинистих колекторів та кварцвміщуючих порід. 2. Патент РФ № 2065032, МПК Е21В43/22, публ. 1996 p. Склад для обробки привибійної зони свердловини включає розчин соляної кислоти і розчин КПАР. Не володіє достатньою ефективністю обробки привибійної зони свердловини, складеної кварцвміщуючими породами. 3. Патент РФ № 2199661, МПК Е21В43/27, публ. 2002 p. Склад для обробки привибійної зони свердловини включає, мас. %: розчин соляної кислоти, розчин плавикової кислоти, 3 UA 86111 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 органічний розчинник (суміш наступного складу: бензол, толуол, алкіл бензоли, тощо). Наявність ароматики свідчить про високий клас екологічної небезпеки реагенту. 4. Патент РФ 2137796, МПК Е21В37/06, публ. 1999 p. Склад для видалення смолистоасфальтенових та парафінових відкладень, що включає ароматичний і аліфатичний розчинники і суміш поверхнево-активних речовин, що складається з оксіетильованих алкілфенолів, оксіетильованих вищих спиртів і сульфованих продуктів. Наведений склад низькі відмиваючі властивості та ефективність у випадку кольматації пласта мінеральними частинками.. 5. Патент РФ 2200831, МПК Е21В43/22, публ. 2003 p. Склад для обробки привибійної зони пласта, що містить суміш поверхнево-активних речовин ПАР, емульсію полімеру аніонного типу, решта вода. Низька ефективність у випадку кольматації пласта мінеральними частинками. 6) Патент СРСР N 1792483, МПК Е21В43/27, публ. 1993 р. Спосіб розглинізації привибійної зони пласта шляхом закачування складу, що включає розчин соляної кислоти, амоній вмістиму речовину і воду. Недоліком даного способу є необхідність нагрівання реагенту від 50 °С до температури кипіння. 7) Патент СРСР N 1838367, МПК Е21В43/27, публ. 1993 p. Наведений склад для розглинизації свердловини складається з піросульфату натрію, нітрату амонію та води. Недоліком даного складу є недостатня кислотність складу. 8) Патент РФ N 2058362, МПК Е21В43/27, публ. 1996 p. Наведений склад для розглинізації свердловини містить соляну кислоту, плавикову кислоту, органічний розчинник, добавки і воду. Даний склад неефективний через низьке збільшення проникності заглинізованих колекторів; відсутність компоненту, що впливає на глинисту складову, обмежує його застосування у пластах, які мають здатність до набухання. 9) Патент РФ N 2257468, МКІ Е21В43/27, публ. 2004 p. Наведений склад для розглинізації свердловини містить соляну кислоту, добавку (діамонійфосфат) і розчинник. У переважних варіантах складу додатково містить поверхнево-активну речовину (ПАР) та фтористоводневу кислоту. Як ПАР використовують неіоногенні, катіонактивні та аніонактивні різновиди: неонол АФ9-6, АФ9-12, ОП-10, оксанол КД-6, катамін, фосфенокс Н-9, оксіфос, а як розчинник використовують метиловий, етиловий або ізопропіловий спирти або водно-метанольну фракцію (ВМФ). Недоліком даного способу можуть бути: кольматація порового простору осадами фосфатів II та III валентних металів, коли при високому вмісті вапнистої складової у породі, яка нейтралізує кисле середовище; вищеназвані ПАР мають піноутворення до 50 г/л, що обмежує їх дію при вищій мінералізації пластових вод. 10) Патент РФ N 2174594, МПК Е21В43/27, публ. 2001р., є найбільш близьким за технічною суттю вирішення поставленої проблеми. Наведений склад для обробки привибійної зони пласта включає соляну кислоту, добавку, розчинник (ВМФ) і воду. У переважних варіантах складу додатково містить поверхнево-активну речовину (ПАР) та фтористоводневу кислоту. Як поверхнево-активну речовину (ПАР) використовують: неонол ВП-10; оксанол; фосфенокс; оксифос; оксифос, як антикорозійну добавку: нітрилотриметилфосфонова кислоту (НТФ) або 1оксіетилідендіфосфонова кислоту (ОЕДФ), або нітрат амонію (NH4NO3). Недоліком даного способу є те, що вищеназвані ПАР мають піноутворення до 50 г/л, що обмежує їх дію при вищій мінералізації пластових вод 50-250 г/л [12]. Заявлене рішення (корисна модель) - композиція для декольматизації та розглинізації привибійної зони нафтогазонасичених пластів відрізняється від наведених тим, що у ній задача щодо декольматизації привибійної зони пласта вирішується шляхом створення реагенту, який відрізняється від наведених патентних рішень: 1 - комплексною дією на кольматований пласт, 2 - реагентами (КСl, неіоногенна поверхнево-активна речовина (НПАР) або їх суміш), 3 механізмом очищення привибійної зони. У даній роботі як ПАР, на відміну від вищенаведених рішень, вперше використовують не аніонактивні, а неіоногенні сурфактанти поліглікозиди: Caprylyl та Decyl Glycoside, а також: Lauryl та Coco Glycoside наступних товарних марок: Milcoside 101, 201 та інші (LG), Glucopon 215, 225 та інші (Cognis), APG 0810, Elsur APG 6L-0810, 7L-0810 та інші (Китай), Eco Sence (DOW), Simulsol (SEPPIC), Lutensol (BASF), Triton (DOW). Література: 1. Геологічні чинники впливу на розкриття і розробку газоносних пластів зовнішньої зони Передкарпатського прогину. Автореф. дис. канд. геол. наук: 04.00.17 / О.М. Чорний; ІваноФранківський національний технічний університет нафти і газу. - Івано-Франківськ. - 2011. - 20 с. 2. Лесюк І.Т., Зозуляк М.І. Аналіз формування і розформування зон забруднення порід колекторів на Північнояворівській та Сторожинецькій площах для оцінки якості розкриття та освоєння пластів. - Київ: Укр. ДГРІ, 2001, 36. наук, праць № 1-2. - С. 83-87. 4 UA 86111 U 5 10 15 20 25 30 3. Орлов Л.И., Ручки А.В., Свихнушин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. - М.: Недра, 1976. 4. Наукові засади оцінювання низькопористих колекторів вуглеводневого газу. Автореф. дис. д-ра геол. наук: 04.00.17 / В.О. Федишин; НАН України. Нац. акціонер, компанія "Нафтогаз України". Ін-т геології і геохімії горюч, копалин. - Л., 2003. - 41 с. 5. Салимов Марат Повышение эффективности солянокислотной обработки в карбонатных коллекторах (http://msalimov.narod.ru/Sulf.htm). 6. Формование способом литья. Часть 2 (http://proceramic.ru/full/4099/formovanie_sposobom_litya/). 7. Бабалян Г.А., Тумасян А.Б., Пантелеев Б.Г. Применение карбонизированной воды для увеличения нефтеотдачи. М.: Недра, 1976. - 143 с. 8. Ребиндер П.А. Основные стадии образования и разрушения коагуляциопных структур и их роль в оптимизации технологических процессов в структурированных дисперсных системах / П.А. Ребиндер, Н.Б. Урьев. - М.: Химия, 1981. - 154 с. 9. Петров Н.А. Синтез анионных и катионных ПАВ для применения в нефтяной промышленности / Петров Н.А., Юрьев В.М., Хисаева А.И. - Уфа: УГНТУ, 2008. - 54 с. 10. Поверхнево-активний реагент для інтенсифікації видалення рідин з свердловин / А.П. Мельник, Я.І. Сенишин, Т.В. Матвеева та ін. // Питання розвитку газової промисловості України, 2009. - Вип. 37. - С. 197-202. 11. Мельник А.П., Матвєєва Т.В., Крамарев CO., Ткач О.І. Щодо інтенсифікації видалення рідин із свердловин. // Вісник Національного технічного університету "ХПІ". Збірник наукових праць. - Харків: НТУ «ХПІ», 2011. - № 24. - С. 12-15. 12. Геологічні чинники впливу на розкриття і розробку газоносних пластів зовнішньої зони Передкарпатського прогину. Автореф. дис. канд. геол. наук: 04.00.17/ О.М. Чорний; ІваноФранківський національний технічний університет нафти і газу. - І. - Ф., 2011. - 20 с. 13. Чаусов Ф.Ф. Порівняльні випробування фосфонатоцінкатних інгібіторів сольових відкладів і корозії. Удмуртський державний університет (http://kvartir-remont.com.ua/porivnjalniviprobuvannja-fosfonatocinlkatnih/). 14. ТУ-6-39-48-92 «Шампуни на основе синтетических ПАВ и биологически активных добавок». ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 35 40 Композиція для декольматизації та розглинізації нафтогазонасичених пластів, що містить соляну кислоту, як антикорозійну добавку: нітрилотриметилфосфонову кислоту (НТФ) або 1оксіетилендифосфонову кислоту (ОЕДФ), або нітрат амонію (NH 4NO3), консервант та воду, яка відрізняється тим, що містить кислоту (оцтову або/і інші) або карбонат калію (K2СО3), хлористий калій, неіоногенні ПАР (НПАР) (поліглікозиди): Caprylyl та Decyl Glycoside, а також: Lauryl та Coco Glycoside наступних товарних марок: Milcoside 101, 201 та інші (LG), Glucopon 215, 225 та інші (Cognis), APG 0810, Elsur APG 6L-0810, 7L-0810 та інші (Китай), Eco Sence (DOW), Simulsol (SEPPIC), Lutensol (BASF), Triton (DOW) та інші, при цьому компоненти використовуються в наступному співвідношенні, мас. %: кислоти (соляна або/і оцтова, або/і інші) або карбонат калію (K2СО3) НПАР або/і суміш НПАР хлористий калій антикорозійна добавка: нітрилотриметилфосфонова кислота (НТФ) або 1оксіетилендифосфонова кислота (ОЕДФ), або нітрат амонію (NH4NO3) консервант: (бензонат натрію або формальдегід, або methylisothiazolinone) вода 5 0,1-20,0 0,1-5,0 0,1-20,0 0,5-5,0 0,1-1,0 решта. UA 86111 U 6 UA 86111 U Комп’ютерна верстка В. Мацело Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 7