Состав для водоизоляции в газовом пласте

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности, к составам для водоизоляции подошвенных вод в газовых скважинах и борьбы с выносом песка при разработке газовых и газоконденсатных залежей с использованием химических реагентов. Технический результат - повышение эффективности водоизоляции и уменьшение разрушения призабойной зоны пласта. Состав для водоизоляции в газовом пласте включает, мас.%: в качестве поверхностно-активного вещества гидрофобизатор Нефтенол АБР 1-10, пленкообразующий гидрофобизатор 1-20, в качестве жидких углеводородов - легколетучий углеводородный растворитель - остальное. Причем пленкообразующий гидрофобизатор выбирают из группы, включающей мазут и вязкую нефть, легколетучий углеводородный растворитель - из группы, включающей газовый конденсат, дистиллят газового конденсата, газовый бензин и петролейный эфир или их смесь. 2 з.п. ф-лы, 4 табл., 2 ил.

 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности, к составам для водоизоляции подошвенных вод в газовых скважинах и борьбы с выносом песка 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 это явление связано также с поступлением подошвенной воды и намоканием породы продуктивного пласта.

Перспективными для борьбы с поступлением подошвенной воды в ствол скважины являются селективные методы водоизоляции. Метод водоизоляции приобретает селективность при выполнении одного или нескольких следующих условий:

1. Состав для водоизоляции поступает практически только в водонасыщенный интервал с образованием тампонажной массы и практически не поступает в продуктивный интервал;

2. Водоизоляционный состав образует тампонажную массу и снижает проницаемость по воде только в водонасыщенном интервале и не влияет на проницаемость по газу в продуктивном интервале;

3. Состав для водоизоляции или тампонажная масса легко удаляется с потоком газа из продуктивного интервала.

Основной способ борьбы с поступлением подошвенных вод заключается в установлении цементных мостов в нижней части скважины. Однако данный метод не селективен и мало эффективен, т.к. вода продолжает продвигаться по пласту вне установленного моста.

Для борьбы с выносом песка необходимо подавить действие расклинивающего давления смачивающей воды, а также использовать вещества, улучшающие адгезию частиц песка друг к другу.

Известен способ изоляции водопритока в газовых скважинах, включающий закачку в призабойную часть суспензии водорастворимого полимера в органической жидкости (RU 2188930, С2, E21D 33/138, 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 (АС 939739, Е21В 43/32, 1982).

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

Известен состав для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, включающий отход процесса подготовки нефти и органический растворитель - АПК и способ приготовления состава для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, предусматривающий смешивание органического растворителя с отходом процесса подготовки нефти (RU 2126082, С1, Е21В 43/22, 1992).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ изоляции подошвенных вод в газовой скважине (патент РФ №2136877, 1999), включающий закачку в пласт смеси жидких углеводородов, состоящей из отработанных нефтепродуктов с добавками поверхностно-активных веществ. Недостатками этого способа являются низкие селективность и эффективность, т.к. закачиваемая жидкость не может быть легко удалена из газонасыщенных интервалов пласта.

Задачей изобретения является разработка эффективного состава для изоляции подошвенных вод в газовых скважинах и уменьшения разрушения призабойной зоны пласта путем селективного воздействия на газоводонасыщенную части пласта.

Техническим результатом изобретения является улучшение водоизолирующей способности заявленного состава, обеспечивающего уменьшение обводненности добываемого газа при разработке газовых и газоконденсатных залежей, а также уменьшение выноса песка в ствол скважины.

В соответствии с этим объектом предложенного изобретения является состав для водоизоляции в газовом пласте, включающий жидкие углеводороды с добавками поверхностно-активных веществ, который в качестве поверхностно-активного вещества содержит гидрофобизатор Нефтенол АБР и пленкообразующий гидрофобизатор, а в качестве жидких углеводородов - легколетучие органические растворители, при следующем содержании компонентов (мас.%):

Нефтенол АБР	1-10
Пленкообразующий гидрофобизатор	1-20
Легколетучий углеводородный растворитель	Остальное.

Согласно предпочтительному варианту осуществления изобретения пленкообразующий гидрофобизатор выбирают из группы, включающей мазут и вязкую нефть, а легколетучий углеводородный растворитель выбирают из группы, включающей газовый конденсат, дистиллят газового конденсата, петролейный эфир, газовый бензин или их смесь.

Гидрофобизатор Нефтенол АБР выпускается согласно ТУ 2483-081-17197708-03. В качестве пленкообразующего гидрофобизатора может быть использован мазут или вязкая дегазированная нефть с вязкостью не менее 100 мПа·с при пластовой температуре месторождения.

В качестве легколетучего углеводородного растворителя могут быть использованы: стабильный и нестабильный газовый конденсат, дистиллят газового конденсата, газовый бензин, петролейный эфир и другие аналогичные углеводородные растворители или их смеси. 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.

Механизм действия состава заключается в следующем. Состав поступает в основном в водонасыщенную зону призабойной зоны скважны. При этом происходит уменьшение проницаемости пористой среды для воды за счет действия гидрофобизатора и насыщения пористой среды углеводородами. Таким образом, водоизолирующее действие состава связано со снижением фазовой проницаемости для воды. Большая часть состава, поступивщая в газонасыщенные пропластки, легко вытесняется потоком газа. В дальнейшем испарение легколетучего растворителя в поток газа позволяет быстро удалить оставшуюся часть растворителя. 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 воды из нижележащих горизонтов и уменьшит вынос песка. Гидрофобизация породы подавляет капиллярные силы, удерживающие воду в ПЗП, что будет способствовать облегчению выноса воды из ПЗП и увеличит проницаемость пласта для газа.

Предложенный состав обладает следующими характеристиками:

- 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.

Подробно эффективность состава проиллюстрирована в следующих примерах.

Пример 1. Пример приготовления состава. На основании геолого-физической характеристики месторождения и показателей работы скважины для обработки необходимо приготовить 10 м³ состава при содержании Нефтенола АБР - 1% и пленкообразующего гидрофобизатора (топочного мазута) - 1%. В емкость помещают по 5 м³ смеси стабильного газового конденсата и дистиллята газового конденсата и смесь перемешивают. Затем измеряют плотность полученного легколетучего растворителя, которая оказывается равной 721 кг/м³. Рассчитывают необходимое количество Нефтенола АБР и мазута. Необходимое количество Нефтенола АБР и мазута (по 73,6 кг) помещают в емкость с легколетучим растворителем и полученную смесь перемешивают до достижения гомогенности.

Пример 2. Приготовление состава, как по примеру 1, только в качестве легколетучего растворителя в емкость помещают 10 м³ дистиллята газового конденсата, плотность которого равна 705 кг/м³.

Пример 3. Пример приготовления состава. На основании геолого-физической характеристики месторождения и показателей работы скважины для обработки необходимо приготовить 20 м³ состава при содержании Нефтенола АБР - 5% и пленкообразующего гидрофобизатора (дегазированной нефти вязкостью 360 мПа·с) - 5%. В емкость помещается 20 м³ стабильного газового конденсата плотностью 742 кг/м³. Рассчитывают необходимое количество Нефтенола АБР и нефти. Необходимое количество Нефтенола АБР и нефти (по 824,4 кг) помещают в емкость с легколетучим растворителем и полученную смесь перемешивают до достижения гомогенности.

Пример 4. Приготовление состава, как по примеру 3, только в качестве легколетучего растворителя используют смесь газового конденсата, дистиллята газового конденсата, газового бензина и петролейного эфира. В емкость помещают по 5 м³ указанных ингредиентов, затем 20 м³ состава смеси перемешивают и измеряют плотность, которая оказывается равной 761 кг/м³.

Пример 5. Пример приготовления состава. На основании геолого-физической характеристики месторождения и показателей работы скважины для обработки необходимо приготовить 8 м³ состава при содержании Нефтенола АБР - 10% и пленкообразующего гидрофобизатора (дегазированной нефти вязкостью 360 мПа·с) - 10%. В емкость помещается по 8 м³ стабильного газового конденсата плотностью 742 кг/м³. Рассчитывают необходимое количество Нефтенола АБР и нефти. Необходимое количество Нефтенола АБР и нефти (по 742 кг) помещают в емкость с легколетучим растворителем и полученную смесь перемешивают до достижения гомогенности.

Пример 6. Пример приготовления состава. На основании геолого-физической характеристики месторождения и показателей работы скважины для обработки необходимо приготовить 11,6 м³ состава при содержании Нефтенола АБР - 5% и пленкообразующего гидрофобизатора (дегазированной нефти вязкостью 360 мПа·с) - 10%. В емкость помещается 10 м³ петролейного эфира плотностью 804 кг/м³. Рассчитывают необходимое количество Нефтенола АБР и вязкой нефти. Необходимое количество Нефтенола АБР (473 кг) и нефти (946 кг) помещают в емкость с растворителем и полученную смесь перемешивают до получения гомогенной системы.

Пример 7. Приготовление состава, как в примере 6, но в качестве растворителя используют смесь петролейного эфира и газового бензина. В емкость помещают по

5 м³ каждой составляющей растворителя и смесь перемешивают. Плотность смеси - 798 кг/м³.

Пример 8. Пример приготовления состава. На основании геолого-физической характеристики месторождения и показателей работы скважины для обработки необходимо приготовить 15,5 м³ состава при содержании Нефтенола АБР - 5% и пленкообразующего гидрофобизатора (дегазированной нефти вязкостью 360 мПа·с) - 20%. В емкость помещается 12 м³ газового бензина плотностью 792 кг/м³. Рассчитывают необходимое количество Нефтенола АБР и нефти. Необходимое количество Нефтенола АБР (634 кг) и нефти (2534 кг) помещают в емкость с растворителем и полученную смесь перемешивают до получения гомогенной системы.

Пример 9. Состав для селективной водоизоляции и борьбы с выносом песка в газовых скважинах должен обладать следующими характеристиками:

- не снижать проницаемость газопроводящих зон и пропластков для газа;

- снижать проницаемость для воды водонасыщенных интервалов разреза;

- улучшать адгезию частиц породы коллектора друг к другу и (или) подавлять действие расклинивающего давления. Эффективность воздействия состава также улучшает следующие характеристики:

- при закачивании состав в основном поступает в водонасыщенный интервал (селективность при закачивании);

- уменьшается водонасыщенность газопроводящих каналов и пропластков призабойной зоны пласта.

Настоящий пример иллюстрирует влияние предложенного состава и состава по прототипу на проницаемость по газу газонасыщенных пористых сред с остаточной водонасыщенностью.

Эксперименты проводили по общепринятым методикам. Для характеристики действия состава использовали степень восстановления проницаемости по газу (В, %) газонасыщенный пористых сред:

В=100·(К_г2/К_г1),

где К_г2 - проницаемость по газу модели пласта после закачки состава, К_г1 - исходная проницаемость по газу модели пласта с остаточной водой.

Результаты эксперимента приведены в табл.1.

Результаты табл.1 показывают, что в отличие от прототипа предложенный состав не уменьшает проницаемость по газу пористых сред с остаточной водонасыщенностью. В большинстве случаев наблюдается заметное увеличение проницаемости по газу с одновременным снижением водонасыщенности. Снижение водонасыщенности указывает на то, что в пористой среде меняется тип смачиваемости и пористая среда приобретает гидрофобные свойства. Гидрофобизация поверхности пористой системы подавляет капиллярные силы и уменьшает процесс выноса песка.

Таблица 1
Исследование влияния составов на проницаемость пористых сред по газу (объем закачки состава - 1 п.о.)
Концентрация, %	Проницаемость по газу, мкм2	Водонасыщенность, %	Степень восстановления проницаемости, %
абсолютная	с погребенной водой	до воздействия		после воздействия (оценка)
Нефтенол АБР	Мазут М100
1,0	1,0	1,24	1,06	26,7	24,0	100
2,5	10	1,40	1,16	23,9	10	116
2,5	20	0,269	0,172	38,4	21	121
2,5	20	0,343	0,231	38,7	22	139
5	20	1,49	1,40	23,2	13	100
10	20	1,27	1,09	32,5	9	100
прототип	1,54	1,41	11,9	8,6	73

Пример 10. В данном примере иллюстрируются водоизолирующие свойства предложенного состава и состава по прототипу. Эксперименты проводили по общепринятым методикам с использованием водонасыщенных моделей пласта. Для характеристики составов использовали следующие параметры.

1. Фактор сопротивления ® для характеристики степени снижения проницаемости пористых сред по воде:

R_i=(Q₁/ΔP₁)/(Q_i/ΔP_i),

где R_i - текущий фактор сопротивления; Q₁ и ΔP₁ соответственно объемный расход и перепад давления при установившейся фильтрации воды на этапе 1 (первичная закачка воды); Q_i и P_i соответственно текущие расход и перепад давления при фильтрации воды или состава.

В случае установившейся фильтрации:

Rост.=k₁/k₂,

где Rост. - остаточный фактор сопротивления, т.е. фактор сопротивления, установившийся после закачки состава; k₁ и k₂ соответственно проницаемость по воде модели пласта до и после закачки состава.

В качестве характеристики состава использовали Rост. и максимальный фактор сопротивления (Rмак.).

2. Степень водоизоляции (А, %) - для характеристики уровня снижения поступления воды в результате действия состава.

A-100*(k₁-k₂)/k₁=100*(R-1)/R

Результаты эксперимента приведены в табл.2.

Таблица 2
Влияние концентрации компонентов состава на степень водоизоляции (объем закачки состава - 1 п.о.)
Проницаемость по газу, мкм2	Концентрация, %	Фактор сопротивления	Степень водоизоляции, %
	максимальный	остаточный
Нефтенола АБР	Мазута М100
0,570	1,0	1,0	7,5	4,5	81,8
0,887	2,5	10	14,7	9,6	90,6
0,770	2,5	20	42,5	24	96
1,34	прототип	104	3,4	70,5

Данные табл.2 показывают, что предложенный состав при минимальном содержании гидрофобизаторов превосходит по водоизолирующей способности состав по прототипу на 11,3%.

Важным параметром состава для водоизоляции является максимальный и остаточный фактор сопротивления, определяющие его фильтрационные характеристики. Соотношение между максимальным и остаточным фактором сопротивления характеризует соотношение условий закачивания состава и водоизоляционный эффект. В случае прототипа максимальный фактор в 30,6 раз выше остаточного, т.е. состав при закачивании встречает большое сопротивление, а водоизоляционный эффект низкий. Для предложенного состава отношение максимального фактора сопротивления к остаточному фактору сопротивления составляет 1,53-1,77, т.е. у предложенного в настоящем изобретении состава фильтрационные характеристики значительно лучше, чем у состава, известного из прототипа.

Пример 11. Данный пример иллюстрирует селективность предложенного состава при закачивании в пласт. Эксперимент проводили по общепринятым методикам с использованием двухслойной модели пласта, состоящей из водонасыщенного пропластка и газонасыщенного пропласта с погребенной водой, результаты эксперимента приведены в таблицах 3 и 4, на Фиг.1.

Для характеристики селективности при закачивании использовали отношение объемной скорости закачивания в водонасыщенный пропласток к объемной скорости закачивания в газонасыщенный пропласток (Q_вода/Q_газ).

Полученные данные показывают, что при закачивании состава по изобретению и состава по прототипу происходит постоянное перераспределение закачиваемого потока жидкости между моделями водо- и газонасыщенных пропластков. Скорость поступления составов в водонасыщенный пропласток увеличивается, а в газонасыщенный пропласток - уменьшается.

В случае состава по изобретению после закачивания при объеме закачивания, равном 0,14-0,41 п.о., состав приблизительно одинаково поступает в водо- и газонасыщенные пропластки (Q_вода/Q_газ=1,1-1,3), а после объема закачки более 0,41 п.о. основное количество состава поступает в водонасыщенный пропласток. После прокачки 0,60 п.о. состава отношение Q_вода/Q_газ составляет 5,5-7,1. Таким образом, при небольшом объеме закачивания состав приблизительно в равных количествах поступает в водо- и газонасыщенные пропластки, а при большем объеме закачивания в основном поступает в водонасыщенный пропласток. Т.е. по мере роста объема закачивания улучшаются водоизоляционные характеристики состава.

Для прототипа отношение Q_вода/Q_газ даже после прокачки 1,42 п.о. состава не превышает 0,697 (Фиг.2).

Таким образом, селективность при закачивании предложенного состава значительно превосходит прототип.

Применение состава в 5-10 раз снижает скорость поступления воды в газовую скважину и увеличивает ее производительность на 5-20%. Наиболее подходящими объектами для внедрения предложенного состава являются метановые залежи, приуроченные к сеноманскому горизонту.

Таблица 3
Результаты фильтрационного эксперимента на двухслойной модели пласта Характеристика модели пласта
Параметр	Газонасыщенный пропласток (№44)	Водонасыщенный пропласток (№46)
Проницаемость, мкм2
по газу	1,32	1,36
по газу с остаточной водой	1,26	-
по воде	0,750	0,891
Насыщенность, %
газом	24,1	0
водой	75,9	100
Поровый объем, см3	110,6	108,8
Результаты закачки предложенного состава
Объем закачки состава, п.о.	Перепад давления, МПа	Газонасыщенный пропласток (№44)	Водонасыщенный пропласток (№46)	(Qвода)/ (Qгаз)
		Насыщенности, %	Объем закачки в пропласток п.о.		Объемная скорость фильтрации, см3/ч (Qгаз)	Насыщенности, %	Объем закачки в пропласток, п.о.	Объемная скорость фильтрации, см3/час (Qвода)
газ	вода	RH	вода	RH
0	0,0000	76,0	24,1	0,0	0		100	0	0,00
0,048	0,0053	67,8	24,1	8,1	0,08	36,0	98,5	1,5	0,01	6,4	0,2
0,141	0,0087	59,9	24,1	16,0	0,16	26,1	87,8	12,2	0,12	35,1	1,3
0,230	0,0131	52,4	24,1	23,6	0,24	25,2	77,7	22,3	0,22	33,0	1.3
0,317	0,0182	44,0	24,1	31,9	0,32	27,6	68,5	31,5	0,32	30,0	1,1
0,407	0,0251	36,4	24,1	39,5	0,40	25,2	58,2	41,8	0,42	33,6	1,3
0,493	0,0284	31,7	24,1	44,2	0,44	15,6	48,1	51,9	0,54	41,1	2,6
0,596	0,0267	28,6	24,1	47,4	0,47	10,5	43,7	56,3	0,72	57,3	5,5
0,687	0,0287	26,0	24,1	49,9	0,50	8,4	40,6	59,4	0,88	51,9	6,2
0,780	0,0305	23,8	24,1	52,2	0,52	7,5	38,4	61,6	1,04	53,4	7,1
0,862	0,0396	21,6	24,1	54,3	0,54	7,2	36,9	63,1	1,19	47,1	6,5

Таблица 4
Результаты фильтрационного эксперимента на двухслойной модели пласта Характеристика модели пласта
Параметр	Газонасыщенный пропласток	Водонасыщенный пропласток
Проницаемость, мкм2
по газу	0,874	0,964
по газу с остаточной водой	0,780	-
по воде	0,541	0,497
Насыщенность, %
газом	21,4	0
водой	78,6	100
Поровый объем, см3	100,3	103,4
Результаты закачки состава по прототипу
Объем закачки состава, п.о.	Перепад давления, МПа	Газонасыщенный пропласток	Водонасыщенный пропласток	(Qвода)/ (Qгаз)
		Насыщенности, %	Объем закачки в пропласток п.о.		Объемная скорость фильтрации, см3/час (Qгаз)	Насыщенности, %	Объем закачки в пропласток, п.о.	Объемная скорость фильтрации, см3/час (Qвода)
газ	вода	RH	вода	RH
0	0	78,6	21,4	0,0	0,00		100	0	0,00
0,061	0,00342	66,7	21,4	11,9	0,12	42,0	99,5	0,5	0,00	1,8	0,042
0,164	0,00730	48,8	21,4	29,8	0,30	54,0	96,6	3,4	0,03	9,0	0,167
0,257	0,01030	33,0	21,4	45,6	0,46	47,4	93,6	6,4	0,06	9,3	0,196
0,356	0,01418	24,7	21,4	53,9	0,60	42,6	87,8	12,2	0,12	18,0	0,423
0,468	0,01450	22,3	21,4	56,3	0,75	45,0	80,3	19,7	0,20	23,4	0,520
0,568	0,01458	20,5	21,4	58,1	0,88	40,8	73,6	26,4	0,26	20,7	0,507
0,636	0,01454	20,1	21,4	58,5	0,97	46,0	70,4	29,6	0,31	22,5	0,489
0,810	0,01290	15,6	21,4	63,0	1,20	45,2	67,2	32,8	0,43	25,6	0,566
0,963	0,01290	15,0	21,4	63,6	1,39	38,2	63,8	36,2	0,55	24,4	0,639
1,117	0,01282	14,6	21,4	64,0	1,58	38,2	60,5	39,5	0,67	24,4	0,639
1,270	0,01274	13,9	21,4	64,7	1,77	37,4	60,0	40,0	0,79	25,0	0,668
1,423	0,01238	13,2	21,4	65,4	1,95	36,8	58,8	41,2	0,91	25,6	0,696

1. Состав для водоизоляции в газовом пласте, включающий жидкие углеводороды с добавками поверхностно-активных веществ, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества он содержит гидрофобизатор Нефтенол АБР и пленкообразующий гидрофобизатор, а в качестве жидких углеводородов - легколетучий углеводородный растворитель при следующем содержании компонентов, мас.%:

Нефтенол АБР	1-10
Пленкообразующий гидрофобизатор	1-20
Легколетучий углеводородный растворитель	Остальное

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что легколетучий углеводородный растворитель выбран из группы, включающей газовый конденсат, дистиллят газового конденсата, газовый бензин и петролейный эфир или их смесь.

3. Состав по п.1, отличающийся тем, что пленкообразующий гидрофобизатор выбран из группы, включающей мазут и вязкую нефть.