Способ обработки скважин при добыче газа из низкотемпературных, низкопроницаемых и заглинизированных пластов
METHOD FOR PROCESSING BOREHOLES DURING PRODUCTION OF GAS FROM LOW-TEMPERATURE, LOW-PERMEABLE AND MUDDED FORMATIONS

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойных зон скважин для повышения дебита низкотемпературных, низкопроницаемых и глинистых (заглинизированных) пластов.
Известен способ обработки призабойных зон добывающих скважин путем закачки специальных реагентов. Патент RU 2373385 С1 описывает способ обработки призабойных зон добывающих скважин путем закачки пеногенерирующих реагентов, в качестве которых используют азотгенерирующие реагенты совместно с поверхностно-активными веществами (ПАВ), и декольматирующих реагентов. Способ заключается в том, что азотгенерирующие реагенты совместно с ПАВ и декольматирующими реагентами продавливают в пласт, а в качестве декольматирующих реагентов используют кислоту, и/или ПАВ, и/или органический растворитель, а в качестве азотгенерирующих реагентов используют нитрит натрия с мочевиной и сульфаминовой кислотой или нитрит натрия с солью аммония и сульфаминовой кислотой.
Недостатком способа является снижение проницаемости пористой среды при закачке пенообразующих реагентов, что приводит к уменьшению дебита и охвата воздействием призабойной зоны плата.
Патент RU 2188930 С2 описывает способ изоляции водопритока в скважине. По способу осуществляют закачку в призабойную зону скважины суспензии водорастворимого полимера в органической жидкости, продавку в пласт водой и выдержку во времени, при этом концентрация суспензии равна 21-50 мас. %, а в качестве полимера используют полиакриламид и/или его производные, поливиниловый спирт и/или его производные, карбоксиметилцеллюлозу и/или ее производные, далее создают повышенное давление и выдержку под этим давлением.
Недостатком способа является его неэффективность в условиях низкопроницаемых глинистых коллекторов и не позволяет разрушать газовые гидраты в низкотемпературных пластах, а также значительно уменьшить степень набухания глинистых компонентов породы.
Патент RU 2520190 С1 описывает способ изоляции водопритоков в скважину, включающий определение приемистости скважины при максимальном давлении, закачку в пласт гелеобразующего состава с последующим докреплением нефильтрующимся в пласт составом, продавку указанных составов с одновременным контролем давления на устье скважины, технологическую выдержку скважины под давлением, вымыв излишков нефильтрующегося в пласт состава из колонного пространства обратной промывкой с противодавлением. В качестве гелеобразующего используют биополимерный состав со сшивателем, а в качестве нефильтрующегося в пласт состава используют гелеобразующий состав с наполнителем.
Недостатком способа являются его неэффективность в условиях глинистых низкопроницаемых незкотемпературных пластов, при данном способе не разрушаются газовые гидраты и не уменьшается степень набухания глинистых компонентов породы, а также возникают сложности при пуске скважины в работу.
Из известных способов наиболее близким к описываемому является способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта-коллектора газовой скважины, включающий гидрофобизацию порового пространства пород призабойной зоны 0,5-25%-ным раствором полиметилгидридсилоксана в органической жидкости, содержащим катализатор его полимеризации, причем раствор продавливают вглубь пласта-коллектора газообразным агентом, выбранным из группы газов: азот, природный газ, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания (RU 2554656 С1). При этом газообразный агент подают в скважину при давлении, превышающем значение давления пласта-коллектора не менее, чем на 1,0 МПа, а после окончания продавливания раствора осуществляют технологическую выдержку скважины в покое в течении по меньшей мере двух суток.
Недостатком способа является его неэффективность, связанная с тем, что при применении способа не происходит разрушение газовых гидратов в прискважинной зоне пласта и способ требует использования дорогостоящих реагентов.
Технический результат заявленного изобретения заключается в повышении эффективности способа обработки скважины при добыче газа из незкотемпературных, низкопроницаемых и заглинизированных пластов, позволяющего разрушать и предотвращать образование газовых гидратов, уменьшать набухание глинистых компонентов породы и облегчать вынос конденсационной воды из прискважинной зоны.
Технический результат обеспечивается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважин при добыче газа из низкотемпературных, низкопроницаемых и заглинизированных пластов, в скважину последовательно закачивают гидрофильный агент - 3-10 вес. % раствор хлорида магния или его кристаллогидрата в метаноле, и гидрофобный агент - раствор гидрофобизатора АБР в легколетучем углеводородном растворителе, при этом закачивание агентов осуществляют в виде жидкости или газожидкостной смеси, образующейся при одновременной закачке с устья скважины агентов и газа, выбранного из группы: азот, метан, природный газ, дымовые газы, а после окончания закачивания агенты продавливают в пласт.
В качестве гидрофобного раствора используют раствор гидрофобизатора в легколетучем органическом растворителе, причем концентрация гидрофобизатора, не выше концентрации вызывающей значительное набухание глинистых компонентов породы в легколетучем органическом растворителе. В качестве гидрофобизатора может быть использован АБР (ТУ 2483-081-17197708-03). В качестве легколетучего углеводородного растворителя может быть использован газовый конденсат и продукты его переработки, широкая фракция легких углеводородов, петролейный эфир и т.п. Для продавки агентов в пласт могут быть использованы технический метанол, легколетучий органический растворитель или газы (азот, метан, природный газ, дымовые газы).
Низкие дебиты скважин в низкотемпературных глинистых пластах объясняются наличием нативного или техногенного газового гидрата в прискважинной зоне пласта, набуханием глинистых компонентов и повышенной насыщенностью жидкостью (обычно конденсационной водой). Таким образом, для получения нужного технического результата требуется комплексный способ, позволяющий в прискважинной зоне пласта разрушать и предотвращать образование газовых гидратов, уменьшать набухание глинистых компонентов породы и облегчать вынос конденсационной воды из прискважинной зоны.
Использование совокупности описываемых признаков позволяет сочетать свойства обоих типов составов: эффективное разрушение и предотвращение образования гидратов за счет применения гидрофильного агента на основе метанола и хлорида магния, повышение проницаемости глинистой породы за счет применения гидрофобного агента - раствора гидрофобизатора в легколетучем углеводородном растворителе, применение которого позволяет уменьшить степень набухания глинистых компонентов породы и облегчить вынос конденсационной воды из призабойной зоны за счет гидрофобного эффекта. Последовательное закачивание в пласт гидрофильного и гидрофобного агентов позволяет обеспечить пуск скважины в работу после обработки.
Гидрофильный агент представляет смесь двух эффективных термодинамических ингибиторов гидратообразования (спиртового и солевого). Их совместное действие приводит к быстрому разрушению нативных и техногенных (за счет эффекта Джоуля-Томсона) газовых гидратов. В дальнейшем метанол легко испаряется в поток газа, а хлорид магния впитывается в глинистую породу. Впитавшийся в глинистую породу хлорид магния препятствует образованию газового гидрата при охлаждении призабойной зоны в ходе добычи газа, а также приводит к уменьшению степени набухания глинистых компонентов породы. Последующая закачка гидрофобного агента приводит к гидрофобизации породы пласта, что в значительной степени повышает проницаемость из-за уменьшения степени набухания глинистых компонентов породы и за счет гидрофобизации поверхности породы облегчает вынос конденсационной воды.
Закачивание агентов в пласт в виде газо-жидкостных смесей (одновременное закачивание в пласт газа и агентов) и последующая продавка агентов газом предназначена для повышения газонасыщенности и создания в прискважинной зоне фильтрационных каналов для газа, что позволит:
- облегчить и ускорить пуск скважины в работу при обработке на факел;
- уменьшить расход агентов.
Продувка скважины приводит к быстрому испарению метанола и легколетучего углеводородного растворителя в поток газа, оставляя нелетучий хлорид магния и гидрофобизатор на поверхности породы в прискважинной зоне. Быстрое испарение метанола и легколетучего углеводородного растворителя в поток газа позволяет быстро и без сложностей пустить скважину в работу.
Описываемый способ осуществляется следующим образом. В скважину закачивают гидрофильный агент, представляющий собой 3-10 вес. % раствор хлорида магния в метаноле (техническом метаноле) или метанольной смеси. В качестве источника хлористого магния может быть также использован его кристаллогидрат (например, по ТУ 2152-002-93524115-2010). В скважину закачивают гидрофобный агент (наиболее предпочтительным является применение раствора гидрофобизатора в легколетучем углеводородном растворителе). Концентрация гидрофобизатора в легколетучем растворителе подбирается экспериментально. Закачивание агентов в скважину можно осуществлять в виде однофазного флюида или в виде двухфазной газо-жидкостной смеси. Продавку агентов проводят метанолом, легколетучим углеводородным растворителем или газом.
Использование технического решения приводит к повышению проницаемости, разрушению и предотвращению образования газовых гидратов в призабойной зоне глинистых, низкотемпературных пластов.
Ниже представлены примеры, раскрывающие, но не ограничивающие описываемый способ.
Пример 1.
Пример иллюстрирует известный способ. Результаты эксперимента приведены в таблице 1.
Подготовку модели пласта к эксперименту осуществляли следующим образом. Корпуса модели пласта набивали дезинтегрированным глинистым песчаником (турон) из продуктивного пласта низкотемпературного газового месторождения. Затем модели пласта насыщали моделью минерализованной воды месторождения (18 г/л хлорида натрия в дистиллированной воде) и длительное время (более 7 суток) выдерживали для достижения равновесия в системе порода-вода. Затем через модель фильтровали минерализованную воду до стабилизации перепада давления. Через водонасыщенную модель пласта продували метан (провыв 1) до стабилизации перепада давления, одновременно измеряли проницаемость для газа и максимальный перепад давления в момент прорыва метана через пористую среду. Затем модель обрабатывали по известному способу и после выдержки в 2,5 суток через модель пласта повторно продували метан (прорыв 2), первоначально при скорости 15 мл/час, а затем, после прорыва газа, со скоростью 45 мл/час. Эксперименты проводили при давлении 8 МПа, что соответствует среднему пластовому давлению месторождения. Результаты эксперимента приведены в таблице 1.
Данные таблицы 1 показывают, что известный способ не позволяет значительно увеличить проницаемость модели пласта.
Пример 2.
Пример иллюстрирующий настоящий способ. Результаты приведены в таблице 2.
Модели пласта готовили к эксперименту по ранее описанной методике. В модель пласта последовательно закачивали гидрофильный агент и гидрофобный агент. В опыте 17 было установлено, что в результате применения заявляемого способа (последовательная закачка гидрофильного и гидрофобного составов) проницаемость по газу модели пласта увеличилась не менее чем в 6,4 раза (проницаемость по газу постоянно увеличивалась в ходе фильтрации газа), что значительно больше, чем по прототипу.
В опыте 16 моделировали последовательную закачку гидрофобного и гидрофильного агентов. В результате воздействия проницаемость модели пласта увеличилась приблизительно в 20 раз, что значительно больше, чем по прототипу.
Таким образом, продемонстрирована высокая эффективность технического решения, и показано, что гидрофильный и гидрофобный агенты могут закачиваться в скважину в любой последовательности.
Пример 3.
Одним из важнейших факторов, значительно снижающих дебит и проницаемость прискважинной зоны низкотемпературных скважин, является наличие газовых гидратов. Основной причиной образования газового гидрата в присважинной зоне пласта является ее охлаждение из-за эффекта Джоуля-Томсона, также возможно наличие реликтового гидрата. Поэтому способ должен разрушать газовые гидраты в прискважинной зоне пласта. В ходе разработки охлаждения газа за счет дроссельного эффекта в прискважинной зоне пласта будет выпадать водяной конденсат, уменьшая степень минерализации пластовой воды, что также может приводить к образованию газовых гидратов, снижающих проницаемость.
В работе использовали модель пласта, приготовленные по ранее описанной методике. Затем в моделях пласта синтезировали гидрат метана. Для этого модель пласта охлаждали и выдерживали при выбранной температуре и давлении 8 МПа не менее 24 часов, что достаточно для завершения синтеза гидрата метана. Количество поглощенного моделью пласта метана измеряли с помощью дозировочного насоса и рассчитывали количество метана перешедшего в гидрат по уравнению идеальных газов. Исследовали только закачивание гидрофильного агента, т.к. его функция заключается в разрушении газовых гидратов в пористой среде и предотвращении их образования.
В опыте 8-14 исследовали способность способа разрушать гидраты в пористых средах. Результаты эксперимента приведены в таблице 3. В пористую среду с гидратом закачали гидрофильный агент (5% вес. раствор хлорида магния в метаноле), который способен быстро разрушать газовый гидрат (на выходе из модели пласта наблюдали выделение большого количества метана. Закачка гидрофильного агента разрушила практически весь гидрат в пористой среде, что указывает на его эффективность.
Кроме того, был протестирован способ на способность предотвращать накопление газовых гидратов в пористых средах. Результаты эксперимента приведены в таблице 4. Данные опыта 9 показывают, что небольшое снижение температуры до 7,2°С в прискважинной зоне пласта (исходная пластовая температура составляет 9,5-12°С) приводит к быстрому образованию гидрата в пористой среде. Поглощение моделью пласта всего 0,0203 моля метана привело к снижению проницаемости приблизительно в 500 раз.
Данные опыта 6 показывают, что обработка пористой среды гидрофильным агентом приводит к тому, что гидрат метана не образуется в пористой среде при температуре минус 1,46-1,48°С, т.е. при температуре ниже температуры замерзания воды. На отсутствие гидрата в пористой среде указывает и сохранение проницаемости модели пласта для газа. Таким образом, гидрофильный агент способен предотвращать повторное образование газового гидрата.
Накопление конденсационной воды в прискважинной зоне опресняет пластовую воду, что должно увеличивать возможность образования газового гидрата. В опыте 10 было проведено тестирование способности гидрофильного агента предотвращать образование газового гидрата и в этом случае.
Данные опыта 10 показывают, что дистиллированная вода значительно снижает проницаемость модели пласта для газа. Данные таблицы 4 показывают, что после обработки модели пласта гидрофильным агентом пористая среда выдерживает длительное охлаждение до минус 1,4-1,3°С без образования газового гидрата.
Таким образом, тестирование заявляемого способа показало следующее.
Способ позволяет увеличить проницаемость для газа моделей глинистого низкотемпературного пласта значительно в большей степени, чем известное техническое решение. Способ позволяет разрушать газовые гидраты. Способ предотвращает образование газовых гидратов даже в присутствии конденсатной воды.
Пример 4.
Концентрация гидрофобизатора в легколетучем растворителе подбирается экспериментально. Пример иллюстрирует метод определения максимальной концентрации гидрофобизатора в гидрофобном агенте. В эксперименте использовали насыпные модели пласта из керна туронского горизонта, приготовленные по ранее описанной методике. Результаты эксперимента приведены в таблице 5.
Известно, что гидрофобная глина способна набухать в углеводородных жидкостях, содержащих небольшие по размерам молекулы. Набухание глинистых минералов после гидрофобизации в легколетучем углеводородном растворителе является процессом обратимым (растворитель удаляется при испарении в поток газа), однако может затруднить закачивание агента в пласт и, главное, пуск скважины в работу. Поэтому необходимо оптимизировать концентрацию гидрофобизатора в гидрофобном агенте.
Методика тестирования гидрофобного состава была следующая. После подготовки моделей пласта по выше описанной методике, было проведено закачивание гидрофильного и/или одного гидрофобного агентов в количестве не менее 2 п.о. Если при закачивании растворов гидрофобизатора наблюдали некоторый рост перепада давления, то процесс останавливали на 1,5-2 суток для завершения процессов набухания. После чего фильтровали раствор гидрофобизатора далее.
В опыте 5 исследовали влияние последовательной закачки гидрофильного 5% вес. раствора хлорида магния в метаноле и раствора гидрофобизатора АБР в петролейном эфире (ПЭ) на проницаемость пористой среды из туронского песчаника. Было обнаружено, что гидрофильный агент мало влияет на проницаемость пористой среды. Наблюдается небольшой рост перепада давления и проницаемости, что объясняется различием вязкости воды (1,01 МПа*с) и вязкости метанольного раствора (1,48 МПа*с). При закачивании гидрофобного раствора первоначально наблюдается значительное снижение перепада давления, однако в дальнейшем наблюдается заметный рост перепада давления. Для окончательного вывода о влиянии гидрофобного раствора фильтрации была остановлена, после выдержки наблюдали быстрый рост перепада давления. Таким образом, при концентрации АБР равной 50 г/л глинистые компоненты приобретают способность набухать.
В опыте 7 провели аналогичный опыту 5 эксперимент, в котором в пористую среду закачивали только гидрофобный агент (раствор АБР в ПЭ с концентрацией 50 г/л). Было обнаружено, что рост перепада давления происходит быстрее и в большей степени, чем в опыте 5. Таким образом, обработка пористой среды из глинистого песчаника гидрофильным агентом замедляет набухание глинистых компонентов породы в гидрофобном растворе, однако суть процесса не меняется. Поэтому в дальнейшем тестирование проводили с одним гидрофобным агентом при различных концентрациях АБР. Данные экспериментов 8 и 11 показывают, что снижение концентрации АБР до 10 г/л позволяет устранить влияние набухания глинистых компонентов в углеводородном растворителе.
Пример 5.
Важным для закачивания является совместимость агента. Данные, приведенные в таблице 6 показывают, что растворы хлорида магния в метаноле гомогенны при концентрации 3-10 вес. %.
Пример 6.
Важно при осуществлении способа обеспечить пуск скважины в работу, что можно достичь, создав в пористой среде призабойной зоны скважины каналы для фильтрации газа (т.е. газонасыщенность). Исследование провели на примере гидрофильного агента (5% вес. раствора хлорида магния в метаноле), т.к. прорыв газа через пористую среду, насыщенную этим раствором, происходит при более высоком градиенте давления, чем через пористую среду, насыщенную гидрофобным агентом (что было обнаружено в предварительных экспериментах). Добиться высокой газонасыщенности при закачивании агентов возможно, если закачивать в пласт газожидкостные смеси (ГЖС) из агентов и газа.
В опыте 20 тестировали закачивание гидрофильного агента в виде ГЖС. Результаты эксперимента приведены в таблице 7. В качестве опыта сравнения использовали данные опыта 10 (таблица 4), в котором прорыв метана 2 произошел при близком перепаде давления, что и прорыв 1. В опыте 20 после закачивания агента в виде ГЖС прорыв 2 произошел значительно легче (при более низком перепаде давления), чем прорыв 1.
Таким образом, сравнение результатов опытов 20 и 10 показало, что закачивание агентов в виде ГЖС облегчит пуск скважины в работу после обработки.