Состав для обработки призабойной зоны пласта газоконденсатного месторождения

 

Сущность изобретения: состав содержит в мас.%: гидрокарбонат аммония 14 - 45; флотореагент ВЖС 0,5 - 1,0 и вода - остальное. Состав в условиях температуры пласта выше 60°С и отсутствия обводнения призабойной зоны водами хлоркальцивого и хлормагниевого типа обладает высокой растворяющей способностью. 5 табл., 2 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, точнее к физико-химическим способам интенсификации добычи газа и конденсата газоконденсатных месторождений (ГКМ) на поздней стадии их разработки.

Известен состав для обработки призабойной зоны скважины, содержащий газоконденсат с нефтью и поверхностно-активными веществами (ПАВ) (см. авт. св. СССР N 269873, кл. Е 21 В 43/20, 1968).

Известен состав для обработки призабойной зоны скважины, содержащий углеводородную фазу, воду и добавку - ПАВ (см. Применение мицеллярных растворов для увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении. "Обзоры зарубежной литературы". М., 1975, с. 13-15).

Однако область применения данных составов ограничена из-за недостаточной растворяющей способности. К недостаткам относится и то, что основные компоненты, применяемые в составах, являются дорогостоящие газоконденсат и нефть.

Наиболее близким техническим решением, прототипом к предлагаемому составу является состав для обработки призабойной зоны скважины, основными компонентами которого являются углеводородная фаза (газоконденсат, нефть) и вода, а для повышения растворяющей способности дополнительно вводится канифоль, а в качестве добавки - щелочь при следующем соотношении компонентов, мас. % : Углеводородная фаза 20-40 Щелочь 0,1-0,5 Канифоль 0,1-0,5 Вода Остальное Исследования по восстановлению проницаемости призабойной зоны на насыпных моделях показали, что данный состав, интенсивно смешиваясь и растворяя в себе блокирующую воду, активизирует и ускоряет процесс растворения высокомолекулярных компонентов нефти, уменьшает время, необходимое для выдержки жидкости на забое, обеспечивая эксплуатацию скважины сразу же после окончания процесса.

Недостатком указанного состава являются его многокомпонентность, большой расход углеводородной фазы, применение дефицитной канифоли, недостаточная растворяющая способность.

Целью настоящего изобретения является повышение растворяющей способности состава и эффективности очистки призабойной зоны скважины от связанной воды и выпавшего от падения пластового давления конденсата, а, следовательно, улучшение проницаемости и увеличение газоконденсатодобычи из пласта.

Для достижения этой цели в известном составе для обработки призабойной зоны пласта газоконденсатного месторождения, включающем закачку водного раствора реагента, содержащего поверхностно-активное вещество (ПАВ), двуокись углерода, щелочь и воду, согласно изобретению, в призабойную зону, свободную от обводнения пластовыми водами хлоркальциевого и хлормагниевого типа закачивают химически связанную двуокись углерода и аммиак, которые под действием пластовых температур выше 60^оС при разложении реагента выделяются в виде газообразной двуокиси углерода и водного раствора аммиака.

Другое отличие состоит в том, что в качестве закачиваемого водного раствора реагента применяют водный раствор гидрокарбоната (бикарбоната) и карбоната аммония и ПАВ, например флотореагент ВЖС при следующем соотношении компонентов, мас.%: Гидрокарбонат (бикарбонат) и карбонат аммония 14-45 Флотореагент ВЖС 0,5-1,0 Вода Остальное (85,5-54,0) Водный раствор аммиака является хорошей щелочью, способствующей очистке призабойной зоны от связанной воды, а газообразная двуокись углерода, растворяясь в конденсате, увеличивает его подвижность, что в целом обеспечивает эффективную очистку призабойной зоны скважины. При наличии обводнения пластовыми водами хлоркальциевого и хлормагниевого типа предлагаемый способ неприменим из-за возможной закупорки продуктивных пластов образующимся при реагировании осадком мела.

Химические реакции разложения следующие: 2NH₄HCO (H₄)₂CO₃·H₂O+CO , где τ - время (NH₄)₂CO₃·H₂O (NH₄)₂CO₃+H₂O (NH₄)₂CO 2NH₃+H₂O+CO Флотореагент ВЖС - кубовый остаток высших жирных спиртов, попадает в водный раствор гидрокарбоната (бикарбоната) и карбоната аммония в количестве 0,5-1,0 мас.% при их получении при очистке природного газа от двуокиси углерода, где он вводится для достижения большой эффективности очистки газа, и оптимальное содержание флотореагента ВЖС установлено было при этом в пределах 0,5-1,0 мас.%. При обработке призабойной зоны скважин флотореагент ВЖС играет роль ПАВ, снижающего контактное поверхностное натяжение. В нашем примере водный раствор бикарбоната и карбоната аммония не приготовляется специально, а является побочным продуктом очистки природного газа от двуокиси углерода. Но он может быть приготовлен и специально из порошкообразных бикарбоната и карбоната аммония и обработан флотореагентом ВЖС. Сопоставительный анализ предлагаемого технического решения с прототипом показывает, что предлагаемый состав отличается от известного тем, что заканчиваемые в призабойную зону находящиеся в водном растворе гидрокарбонат (бикарбонат) и карбонат аммония разлагаясь в пластовых условиях, выделяют помимо аммиака, являющегося хорошей щелочью и диоксид углерода, который, растворяясь в выпавшем в призабойной зоне конденсате, увеличивает его подвижность.

Из сопоставительного анализа прототипа и предлагаемого технического решения следует, что предложенный состав соответствует критерию изобретения "новизна".

Известен опытно-промысловый эксперимент по закачке жидкой двуокиси углерода с целью интенсификации газоконденсатодобычи на скважине N 1 Тимофеевского ГКМ Полтавского газопромыслового управления (ГПУ). (См. статью "Обработка призабойной зоны газоконденсатной скважины двуокисью углерода", Р. М. Тер-Саркисов, М. А. Пешкин, Е.С.Бикман, ВНИИгаз, Укрниигаз в журнале "Нефтяная и газовая промышленность" Киев, изд. Техника N 1, 1989, 33-35 с. ).

Скважина N 1 Тимофеевского ГКМ обсажена колонной ⊘ 146/140 мм; искусственный забой - 3886 м, интервал перфорации 3834-3866 м, насосно-компрессорные трубы (НКТ) ⊘ 73 мм спущены до глубины 3825 м.

Пласт В-16 в районе скважины имеет пористость 16%, проницаемость 21,4 мд (21,4˙ 10^-15 м²), газонасыщенность 83%, эффективную толщину 10 м.

За период работы скважины с 1978 года по 1987 год, до проведения работ по интенсификации пластовое давление снизилось и составило Р_пл=16 МПа, а дебит при рабочем давлении Р_раб=5-6 МПа составил 20-25 тыс.м³/сут.

Закачка жидкой двуокиси углерода в скважину началась 29.09.87 г. и с перерывами (из-за неравномерности поставок из Лохвицкого спиртзавода на расстоянии 90 км продолжалась до 13.11.87 г., т.е. 1,5 мес).

После окончания закачки двуокись углерода в течение 12 ч продавливалось газом из скважины 50-Тимофеевка давлением 16 МПа.

Спустя 10 дней скважина 1-Тимофеевка была введена в эксплуатацию. Производительность скважины при Р_раб=5-6 МПа составила 50-55 тыс.м³/сут, т.е. возросла примерно в 2 раза.

Таким образом, по способу, проделанному в опытно-промышленном эксперименте на скважина N 1 Тимофеевского ГКМ, двуокись углерода используется в жидком виде, что вызывает необходимость использования изотермических цистерн, а в предложенном нами составе двуокись углерода используется в химически связанном виде и, следовательно, может перевозиться обычными автоцистернами. Кроме того, в предложенном нами составе гидрокарбонат (бикарбонат) и карбонат аммония, разлагаясь в пластовых условиях, выделяет помимо двуокиси углерода и аммиак, являющийся хорошей щелочью, способствующий удалению связанной воды и кольматирующих частиц, что вместе взятое позволяет сделать вывод о соответствии предложенного технического решения критерию "существенные отличия".

Флотореагент ВЖС согласно ТУ-38-107103-76 имеет следующий состав, %: NaOH - не менее 0,5 (0,8-1,6); жирные кислоты - не менее 40 (по отношению к органической части); неомыляемые вещества 15-24. Качественные характеристики флотореагента ВЖС приведены в табл.1.

Физические свойства флотореагента ВЖС.

Флотореагент ВЖС характеризуется непостоянством состава, что видно из данных табл.1. Имеет высокую температуру застывания, которая в зависимости от состава колеблется в пределах 5-20^оС. При температурах выше температуры застывания представляет собой темно-коричневую маслянистую жидкость плотностью 1,06 г/см³. Начало кипения 100^оС.

В данном техническом решении задачи первостепенным является реагент гидрокарбонат (бикарбонат) и карбонат аммония, а флотореагент ВЖС является второстепенным, выступающим в качестве ПАВ, понижающего поверхностное натяжение раствора, и может быть заменен другим ПАВ, например стабилизированным гидратационным осадком (гидрофузом) ТУ-18-17/70-86, получаемым при обработке нерафинированных растительных масел конденсатом водяного пара на масложиркомбинатах страны, с сохранением тех же %-ных соотношений.

П р и м е р. Реализация состава в лабораторной установке.

В качестве модели пластов, подвергшихся лабораторным исследованиям, был использован керновый материал из месторождений нефти и газа Днепровско-Донецкой впадины (ДДВ). Образцы-песчаники 16 штук, диаметром 30 мм, длиной 30 мм, абсолютной проницаемостью (51-1326)х10-15 м²(51-1326 мд) и открытой пористостью от 9,5 до 22,7%.

Подготовка образцов-песчаников (цилиндров) для всего комплекса исследования производилась на штатном лабораторном оборудовании, экстрагирование - в аппарате Сокслета, освобождение от влаги - в сушильных шкафах (105^оС), насыщение флюидами - в вакуумной установке, взвешивание - на аналитических весах типа ВЛА-200. Плотность флюидов определялась пикнометрическим методом (пикнометры объемом 50 мл), вязкость - вискозиметром капиллярным стеклянным ВПК-3 с внутренним диаметром капилляра 0,56 мм. На лабораторной установке УИПК, обеспечивающей обогрев образцов керна для поддержания определенной температуры термостатом типа ТС с теплоносителем-водой и замер температуры термометром, дозировку подачи жидкости под определенным давлением и замер давления образцовыми манометрами, объем и расход вытесняемой и подавляемой жидкости по замерной бюретке и газовым барабанным часам, на образцах керна по известной методике были получены данные и определены коэффициенты вытеснения и остаточного насыщения по керосину для жидкостей-вытеснителей водного раствора гидрокарбоната (бикарбоната) и карбоната аммония и пластовой воды, а также для газа (воздуха) при температурах обогрева керна 30, 40, 50, 60, 70^оС.

Результаты экспериментов приведены в табл.2, где даны усредненные результаты экспериментов по всем исследуемым образцам песчаников.

Из данных табл.2 видно, что на всем диапазоне температур самый высокий коэффициент вытеснения керосина достигается в случае использования в качестве жидкости-вытеснителя водного раствора гидрокарбоната (бикарбоната) и карбоната аммония, меньший коэффициент вытеснения у пластовой воды и самый малый коэффициент вытеснения у газа (воздуха). Соответственно самая малая остаточная насыщенность образца керосином при вытеснении раствором гидрокарбоната (бикарбоната) и карбоната аммония, больше - при вытеснении пластовой водой и еще больше - при вытеснении газом (воздухом). Это доказывает целесообразность применения водного раствора гидрокарбоната аммония в предлагаемом составе.

Так же была определена абсолютная (газовая) проницаемость предварительно обработанных керосином образцов керна до обработки и после обработки их водным раствором бикарбоната аммония. Результаты исследований приведены в табл.3.

Из данных табл. 3 видно, что после обработки образцов керна раствором бикарбоната аммония проницаемость увеличивается.

Граничное содержание гидрокарбоната (бикарбоната) и карбоната аммония в водном растворе определяется, во-первых, исходя из того, что чем больше концентрация этих реагентов в растворе, тем больший ожидается эффект от интенсификации. Во-вторых, содержание этих реагентов в растворе обусловливается зависимостью их растворимости от температуры раствора (см. фиг.1), на которой построены графики температурной зависимости растворимости гидрокарбоната (бикарбоната) NH₄HCO₃ и карбоната (NH₄)₂CO₃ аммония в воде). В-третьих, менее устойчивый бикарбонат аммония при температуре 39^оС и выше частично разлагается на аммиак (NH₃), воду и диоксид углерода (СО₂), который улетучивается из раствора, что нежелательно, а частично снова превращается в гидрокарбонат и карбонат аммония. Тогда граничное и оптимальное содержание гидрокарбоната (бикарбоната) и карбоната аммония, исходя из полезности их возможно высокой концентрации в растворах, будет определяться граничными и оптимальными температурами приготовления этих растворов, забора этих растворов в автоцистерну для доставки на скважину и закачки этих растворов в скважину, которые (температуры) следует выдерживать в пределах +10^оС - +35^оС. А оптимальная температура будет +20^оС. Авторами также была установлена зависимость изменения поверхностного натяжения водного раствора флотореагента ВЖС от его концентрации в пределах 0,05-2,0 мас.%. С увеличением концентрации флотореагента ВЖС поверхностное натяжение раствора уменьшается от 70,0˙ 10³ н/м (дин) до 42,0 ˙10³ н/м (дин). При концентрации флотореагента ВЖС в пределах 0,5-1,0 мас.% кривая зависимости практически выравнивается, т.е. дальнейшее увеличение содержания ВЖС не меняет существенно поверхностное натяжение.

Следовательно, за нижнее граничное содержание флотореагента ВЖС принимается 0,5 мас.%, за верхнее граничное содержание - 1,0 мас.%, за оптимальное - 0,7 мас.%. Тогда граничные и оптимальное содержание основных компонентов гидрокарбоната (бикарбоната), карбоната аммония и флотореагента ВЖС, обеспечивающее техническое решение задачи будут следующими.

П р и м е р 2. Осуществление состава в промысловых условиях на примере скважины N 58 Тимофеевского ГКМ Полтавского газопромыслового управления.

Геолого-техническая характеристика скважины.

Эксплуатационная колонна ⊘ 168/140 мм - 4270 м, высота подъема цемента - 362 м от устья, герметична. Искусственный забой - 4246 м.

Интервалы перфорации: 3888-3858 м, 3820-3810 м, 3798-3792 м. Продуктивный горизонт: В-16-В-17.

Коллектор - песчаник крепкосцементированный, пористость 7-20%, суммарная мощность газонасыщающих пластов составляет 21,4 м. Насоснокомпрессорные трубы (НКТ) ⊘ 73 мм марка Р 110х5,51 мм спущены на глубину 3844 м, объем НКТ - 11,6 м³. Фонтанная арматура: АФ6М-50х700. Ввод скважины в эксплуатацию - сентябрь 1984 г. Начальные параметры скважины (на 18-20.10.84 г.): Р_пл=32,5 МПа, Т_пл=95^оС, Р_ст=29,5 МПа, Q_газа абс.св.=576 тыс.м³/сут. Текущие параметры скважины (на 25.07.1990 г): Р_{пл.текущ.}=10,45 МПа, Р_ст=7,6 МПа,
Q_{газа рабочее}= 106,1 тыс.м³/сут., газоконденсатный фактор (ГКФ)=106,1 кг/тыс. м³; газоводяной фактор (ГВФ)=5 л/тыс.м³. Вода гидрокарбонатно-натриевая, конденсационная, ρ=1,001 г/см³. Перед проведением работ по интенсификации скважина N 58 была исследована в промысловый коллектор на производительность по исследовательской линии с замером дебита газа промысловым расходомером ДСС-736.

Результаты исследований представлены в нижеследующей табл.5.

Затем завезли на скважину N 58 10 м³ водного раствора гидрокарбоната (бикарбоната) и карбоната аммония, обработанного 0,5-1,0 мас.% флотореагентом ВЖС из расчета по 0,5 м³ раствора на 1 м пог. эффективной мощности обрабатываемого интервала фильтра. Температура раствора гидрокарбонатов аммония была +20^оС и максимальная концентрация реагента в растворе составляла 18,6 мас. % (см. фиг.1). Концентрация реагента в растворе определялась в химлаборатории. Произвели работы по интенсификации. При давлениях на устье скважины Р_тр= 6,0 МПа, Р_зат=5,8 МПа закачали в НКТ при закрытом затрубном агрегате ЦА-320 10 м³ водного раствора гидрокарбоната (бикарбоната) и карбоната аммония. Максимальное давление закачки 9,5 МПа, минимальное 1,8 МПа. Затем газом из другой скважины давлением 15,0 МПа производили задавку раствора в пласт в течение 16 ч 45 мин. После этого промысловой лабораторией отбили уровень жидкости в скважине и замеряли температуру на забое. Забойная температура составила 96^оС. Жидкости в скважине не оказалось, т.е. весь раствор был продавлен в пласт. Продули скважину на факел в течение 1 ч. Скважина работала влажным газом, затем, в течение 6 мин вынесла порцию жидкости из конденсата и разгазированной воды суммарным объемом 1 м³ и в дальнейшем работали влажным газом. Скважину пустили в работу на УКПГ. Спустя 20 дней скважину N 58 исследовали на производительность в промысловый коллектор по исследовательской линии с замером дебита газа промысловым расходомером ДСС-736. При давлении на входе в УКПГ Р_вх=6,0 МПа дебит газа составил 122,85 тыс.м³/сут. Первоначальный прирост дебита составил
[122,58-(66,28+80,56)/2]=49 тыс.м³/сут.

Технико-экономическая эффективность предложенного технического решения выразилась в следующем.

Первоначальный дебит после интенсификации увеличился по сравнению с дебитом до интенсификации в 1,66 раза, т.е.

[122,58 тыс.м³/cут:(66,28+80,56)/2) тыс.м³/сут].

Повторные исследования скважины N 58 на производительность были проведены соответственно через 35, 29 и 28 сут. Данные исследований по определению дебитов до и после интенсификации, проведение интенсификации и изменение дебитов газа скважины во времени отображены на фиг.2. Это позволило определить продолжительность эффекта от интенсификации, который по скважине N 58 составил порядка 5-6 мес. Дополнительная добыча газа и конденсата по скважине составила: 4998 тыс.м³ газа и 539,3 т конденсата.

Преимущества предложенного состава для обработки призабойной зоны пласта газоконденсатного месторождения (ГКМ) по сравнению с известным следующие:
повышение эффективности очистки призабойной зоны от выпавшего конденсата за счет выделяющейся при разложении гидрокарбонатов двуокиси углерода и аммиака;
дополнительное увеличение газоконденсатодобычи за счет лучшей очистки призабойной зоны;
возможность обходиться без дорогостоящих углеводородной фазы и канифоли.

Формула изобретения

СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, содержащий поверхностно-активное вещество, щелочь и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности обработки призабойной зоны за счет увеличения растворяющей способности состава при температурах пласта выше 60^oС и в условиях отсутствия обводнения призабойной зоны водами хлоркальциевого и хлормагниевого типа, в качестве поверхностно-активного вещества он содержит флотореагент ВЖС, а в качестве щелочи - гидрокарбонат аммония (бикарбонат и карбонат аммония) при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Гидрокарбонат (бикарбонат и карбонат) аммония 14 - 45
Флотореагент ВЖС 0,5 - 1,0
Вода Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5