Результат интеллектуальной деятельности: СОСТАВ ДЛЯ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для водоизоляции подошвенных вод в газовых скважинах при разработке газовых и газоконденсатных залежей с использованием химических реагентов.

Поступление подошвенной воды и вынос песка в скважину являются важными причинами снижения продуктивности газовых скважин. Накопление воды в призабойной зоне пласта (ПЗП) и стволе скважине может приводить к самозадавливанию скважин. Прорыв воды из нижележащих горизонтов происходит через наиболее проницаемые пропластки и участки пласта и сопровождается образованием водяного конуса.

Разрушение ПЗП с выносом песка приводит к образованию трудноудаляемых песчаных пробок в стволе скважины. Основная причина выноса песка из ПЗП заключается в действии расклинивающего давления смачивающей фазы (утолщение пленок воды на поверхности породы) и набуханием глинистых компонентов породы, и эти явления связаны с поступлением подошвенной воды и намоканием породы продуктивного пласта.

Известен способ изоляции водопритока в газовых скважинах, включающий закачку в призабойную часть суспензии водорастворимого полимера в органической жидкости (Патент РФ №2188930, 2002).

Недостатком указанного способа является сложность в осуществлении и недостаточная эффективность.

Известен способ изоляции притока подошвенной воды в скважину, заключающийся в закачке в призабойную зону аэрированного цементного раствора, а после закачки аэрированного цементного раствора в призабойную зону закачивают предгоны фторсиликоновой жидкости (Авторское свидетельство СССР №939739, 1982).

Недостатком этого способа является повышенная обводненность газовых скважин и недостаточная эффективность процесса изоляции водопритока в газовых скважинах.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ изоляции подошвенных вод в газовой скважине, включающий порционную закачку в пласт смеси жидких углеводородов, состоящей из отработанных нефтепродуктов с добавками поверхностно-активных веществ (патент РФ №22136877, 1999).

Недостатками этого способа являются низкие селективность и эффективность, т.к. закачиваемая жидкость недостаточно надежно изолирует скважину от поступления воды и не может быть легко удалена из газонасыщенных интервалов пласта.

Задачей изобретения является повышение степени водоизоляции в газовых скважинах.

Техническим результатом изобретения является уменьшение фазовой проницаемости пористой среды для воды.

Технический результат достигается использованием нового состава для селективной водоизоляции в газовом пласте, включающего жидкие углеводороды с добавками поверхностно-активных веществ, бентонитовый порошок, при этом в качестве поверхностно-активного вещества используют гидрофобизатор Нефтенол АБР и пленкообразующий гидрофобизатор, а в качестве жидких углеводородов - легколетучий углеводородный растворитель, который включает не менее 80% компонентов, давление паров которых в добываемом газе ниже давления насыщения при температуре призабойной зоны пласта, причем состав имеет следующее содержание компонентов (мас.%):

Легколетучий углеводородный растворитель выбирают из группы, включающей газовый конденсат, дистиллят газового конденсата или их смесь, а пленкообразующий гидрофобизатор выбирают из группы, включающей мазут и вязкую нефть.

Указанные отличительные признаки существенны. Прискважинная зона пласта содержит значительное количество трещин, образовавшихся в породе коллектора в результате техногенного воздействия, фильтрации больших объемов флюидов и т.п. Поэтому водоизолирующий состав должен быть способен снижать (прекращать) фильтрацию воды не только через неизмененную пористую среду, а также и через трещины. В результате закачки состава в призабойную зону пласта произойдет снижение проницаемости для воды водонасыщенных пропластков вследствие уменьшения фазовой проницаемости пористой среды для воды за счет изменения смачиваемости породы и и насыщения пористой среды углеводородами, а также закупорки крупных пор и трещин частицами гидрофобизированной глины. В дальнейшем, после подтягивания воды, набухание глинистых частиц приводит к возникновению прочного тампона в крупных водопроводящих трещинах и каналах. Часть состава, поступивщая в газонасыщенные пропластки, легко вытесняется потоком газа. Оставшийся в газонасыщенной зоне состав быстро теряет растворитель при испарении в поток газа. При этом гидрофобизаторы отлагаются на поверхности породы, изменяя ее смачиваемость, а пленкообразующий гидрофобизатор образует несмываемую водой гидрофобную пленку. Образование гидрофобной пленки подавляет расклинивающее давление и улучшает адгезию частиц песка друг с другом. В последующем это замедлит поступление в газонасыщенные пропластки воды из нижележащих горизонтов и уменьшит вынос песка. Гидрофобизация породы подавляет капиллярные силы, удерживающие воду в ПЗП, что способствует облегчению выноса воды из ПЗП и увеличивает проницаемость пласта для газа.

В качестве пленкообразующего гидрофобизатора может быть использован мазут или вязкая дегазированная нефть с вязкостью не менее 100 мПа·с при пластовой температуре месторождения.

Для приготовления состава может быть использован бентонитовый порошок марки «Бентокон» и аналогичные реагенты.

В качестве легколетучего углеводородного растворителя могут быть использованы: стабильный и нестабильный газовый конденсат, дистиллят газового конденсата, нестабильный газовый бензин, петролейный эфир и другие аналогичные углеводородные растворители или их смеси. Необходимо, чтобы легколетучий растворитель содержал не менее 80% углеводородных компонентов, давление паров которых в добываемом газе было ниже давления насыщения при температуре призабойной зоны пласта. Поэтому наиболее подходящими для применения предложенного состава являются метановые залежи.

Для приготовления состава наиболее подходят газовый конденсат и дистиллят газового конденсата, а также их смесь. Данные продукты имеются на промысле, и поэтому их использование уменьшает транспортные издержки, что особенно важно в условиях Крайнего Севера. Низкая температура замерзания Нефтенола АБР и органического растворителя позволяет проводить обработку в осенне-зимний период.

Состав готовится путем смешения компонентов. Закачивается состав в скважину через лифтовые или насосно-компрессорные трубы или с помощью колтюбинговой установки.

Изобретение иллюстрируют следующие примеры.

Пример 1

На основании геолого-физической характеристики месторождения и показателей работы скважины для обработки необходимо приготовить не менее 20 м³ состава при содержании Нефтенола АБР - 1%, пленкообразующего гидрофобизатора - топочного мазута - 1% и бентонитового порошка марки «Бентокон» - 1%. В емкость помещают по 10 м³ смеси стабильного газового конденсата и дистиллята газового конденсата и смесь перемешивают. Данная смесь содержит 98% углеводородных компонентов, давление паров которых в добываемом газе ниже давления насыщения при температуре призабойной зоны пласта. Плотность полученного легколетучего растворителя составляет 728 кг/м³. Нефтенол АБР, глинопорошок и мазут (по 150 кг) помещают в емкость с легколетучим растворителем и полученную смесь перемешивают до достижения гомогенности.

Пример 2

Для приготовления состава используют Нефтенол АБР - 5%, пленкообразующий гидрофобизатор - дегазированная нефть вязкостью 360 мПа*с - 5% и глинопорошок марки «Бентокон» - 5%. В емкость помещают 10 м³ стабильного газового конденсата плотностью 751 кг/м³, содержащего 80% углеводородных компонентов, давление паров которых в добываемом газе ниже давления насыщения при температуре призабойной зоны пласта. Необходимое количество глинопорошка, Нефтенола АБР и нефти (по 441,8 кг) помещают в емкость с легколетучим растворителем и полученную смесь перемешивают до достижения гомогенности.

Пример 3

Для приготовления состава используют Нефтеноль АБР - 10%, пленкообразующий гидрофобизатор - дегазированная нефть вязкостью 360 мПа*с - 10% и глинопорошок марки «Бентокон» - 10%. В емкость помещают 10 м³ стабильного газового конденсата плотностью 747 кг/м³, содержащего 90% углеводородных компонентов, давление паров которых в добываемом газе ниже давления насыщения при температуре призабойной зоны пласта. Необходимое количество глинопорошка, Нефтенола АБР и нефти (по 1067 кг) помещают в емкость с легколетучим растворителем и полученную смесь перемешивают до достижения гомогенности.

Пример 4

Состав готовят, как в примере 1, но пленкообразующий гидрофобизатор используют в количестве 20 мас.%.

Результаты эффективности применения состава приведены в таблицах 1, 2.

Результаты табл.1 показывают, что в отличие от прототипа предложенный состав в меньшей степени уменьшает проницаемость по газу пористых сред с остаточной водонасыщенностью.

Данные табл.2 показывают, что предложенный состав существенно превосходит по водоизолирующей способности состав по прототипу.

Предложенный состав обладает следующими характеристиками:

- способен значительно снижать проницаемость для воды не только обычных пористых сред, а также и трещин;

- при закачивании в призабойную зону пласта поступает в основном в водонасыщенную часть пласта (селективность при закачивании);

- уменьшает проницаемость по воде водонасыщенного интервала в 5-10 раз;

- не влияет или увеличивает проницаемость для газа газонасыщенных интервалов пласта;

- способствует удалению воды из газонасыщенных интервалов пласта.

Применение состава в 7-20 раз снижает скорость поступления воды в газовую скважину и увеличивает ее производительность на 5-20%. Наиболее подходящими объектами для внедрения предложенного состава являются газовые залежи сеноманского горизонта.