состав для водоизоляционных работ в газовых скважинах

Формула изобретения

1. Состав для селективной водоизоляции в газовом пласте, включающий жидкие углеводороды с добавками поверхностно-активных веществ, отличающийся тем, что он дополнительно содержит 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.%:

Нефтенол АБР	1-10
Пленкообразующий гидрофобизатор	1-20
Бентонитовый порошок	1-10
Легколетучий углеводородный растворитель	остальное

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

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

Описание изобретения к патенту

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.%):

Нефтенол АБР	1-10
Пленкообразующий гидрофобизатор	1-20
Бентонитовый порошок	1-10
Легколетучий углеводородный растворитель	остальное

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 м ³ стабильного газового конденсата плотностью 751 кг/м ³, 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 м ³ стабильного газового конденсата плотностью 747 кг/м ³, 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.

Таблица 1
Влияние составов на проницаемость пористых сред по газу
Состав По примеру №	Проницаемость по газу, мкм2	Водонасыщенность, %	Степень восстановления проницаемости, %
абсолютная	с погребенной водой	до воздействия	после воздействия
1	1,57	1,37	21,5	5	95
2	1,56	1,38	20,6	6,1	94
3	1,56	1,39	18,3	6,8	93,5
4	1,59	1,35	22,4	4,9	97
По прототипу	1,54	1,41	11,9	8,6	73

Таблица 2
Влияние состава на степень водоизоляции
Состав По примеру №	Фактор сопротивления	Степень водоизоляции, %
максимальный	остаточный
1	1260	460	99,8
2	ИЗО	420	99,3
3	1090	410	98,9
4	1340	490	99,9
По прототипу	104	3,4	70,5

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.