RU2764512C1 - Способ обработки скважин при добыче газа из низкотемпературных, низкопроницаемых и заглинизированных пластов - Google Patents
Способ обработки скважин при добыче газа из низкотемпературных, низкопроницаемых и заглинизированных пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2764512C1 RU2764512C1 RU2020143379A RU2020143379A RU2764512C1 RU 2764512 C1 RU2764512 C1 RU 2764512C1 RU 2020143379 A RU2020143379 A RU 2020143379A RU 2020143379 A RU2020143379 A RU 2020143379A RU 2764512 C1 RU2764512 C1 RU 2764512C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- low
- agents
- formation
- solution
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 48
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 42
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 title abstract description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 61
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 55
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 51
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 34
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 34
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 30
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 26
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 25
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 14
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 13
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 12
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000002940 repellent Effects 0.000 claims description 14
- 239000005871 repellent Substances 0.000 claims description 14
- 239000004927 clay Substances 0.000 abstract description 21
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 abstract description 17
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 17
- 230000008961 swelling Effects 0.000 abstract description 14
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 8
- 238000009833 condensation Methods 0.000 abstract description 7
- 230000005494 condensation Effects 0.000 abstract description 7
- 230000006378 damage Effects 0.000 abstract description 4
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 26
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 18
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 5
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 3
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000009916 joint effect Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000003384 small molecules Chemical class 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/594—Compositions used in combination with injected gas, e.g. CO2 orcarbonated gas
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойных зон скважин для повышения дебита низкотемпературных, низкопроницаемых и глинистых (заглинизированных) пластов. Способ заключается в том, что 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. Техническим результатом является повышение эффективности обработки скважины за счет разрушения и предотвращения образования газовых гидратов, уменьшения набухания глинистых компонентов породы и облегчения выноса конденсационной воды из прискважинной зоны. 6 пр., 7 табл.
Description
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.
Claims (1)
- Способ обработки призабойной зоны скважин при добыче газа из низкотемпературных, низкопроницаемых и заглинизированных пластов, заключающийся в том, что 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.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020143379A RU2764512C1 (ru) | 2020-12-25 | 2020-12-25 | Способ обработки скважин при добыче газа из низкотемпературных, низкопроницаемых и заглинизированных пластов |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020143379A RU2764512C1 (ru) | 2020-12-25 | 2020-12-25 | Способ обработки скважин при добыче газа из низкотемпературных, низкопроницаемых и заглинизированных пластов |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2764512C1 true RU2764512C1 (ru) | 2022-01-18 |
Family
ID=80040556
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2020143379A RU2764512C1 (ru) | 2020-12-25 | 2020-12-25 | Способ обработки скважин при добыче газа из низкотемпературных, низкопроницаемых и заглинизированных пластов |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2764512C1 (ru) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP0909871A1 (de) * | 1997-10-16 | 1999-04-21 | Wacker-Chemie GmbH | Verfahren zur Behandlung von wasserhaltigen Erdgas- und Erdgasspeicherbohrungen |
RU2383576C1 (ru) * | 2009-01-16 | 2010-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Состав для водоизоляции в газовом пласте |
RU2424269C1 (ru) * | 2010-01-26 | 2011-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная компания "ЭКСБУР-К" | Эмульсионный раствор на углеводородной основе |
RU2554656C1 (ru) * | 2014-04-14 | 2015-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта-коллектора газовой скважины |
RU2698929C1 (ru) * | 2018-09-11 | 2019-09-02 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Способ изоляции газопритоков в добывающих скважинах |
RU2724828C1 (ru) * | 2019-05-06 | 2020-06-25 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта |
-
2020
- 2020-12-25 RU RU2020143379A patent/RU2764512C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP0909871A1 (de) * | 1997-10-16 | 1999-04-21 | Wacker-Chemie GmbH | Verfahren zur Behandlung von wasserhaltigen Erdgas- und Erdgasspeicherbohrungen |
RU2383576C1 (ru) * | 2009-01-16 | 2010-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Состав для водоизоляции в газовом пласте |
RU2424269C1 (ru) * | 2010-01-26 | 2011-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная компания "ЭКСБУР-К" | Эмульсионный раствор на углеводородной основе |
RU2554656C1 (ru) * | 2014-04-14 | 2015-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта-коллектора газовой скважины |
RU2698929C1 (ru) * | 2018-09-11 | 2019-09-02 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Способ изоляции газопритоков в добывающих скважинах |
RU2724828C1 (ru) * | 2019-05-06 | 2020-06-25 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2582605C2 (ru) | Обработка иллитовых пластов с помощью хелатирующего агента | |
US5632336A (en) | Method for improving injectivity of fluids in oil reservoirs | |
RU2627787C2 (ru) | Способ и жидкость для улучшения проницаемости пластов песчаника с помощью хелатирующего агента | |
US5310002A (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
US20100096129A1 (en) | Method of hydrocarbon recovery | |
EA026696B1 (ru) | Способ удаления фильтрационной корки при низкой температуре (варианты) | |
BRPI0802390A2 (pt) | composição de microemulsão e método para recuperação avançada de petróleo pesado | |
AU2014411439B2 (en) | Surfactant selection methods for wetting alteration in subterranean formations | |
Gupta | Unconventional fracturing fluids: what, where and why | |
Mohsenzadeh et al. | Effects of concentration, salinity and injection scenario of ionic liquids analogue in heavy oil recovery enhancement | |
CA3039750C (en) | Nanoemulsions for use in subterranean fracturing treatments | |
RU2614827C2 (ru) | Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений | |
AU2015414721B2 (en) | Ethoxylated amines for use in subterranean formations | |
US5033547A (en) | Method for decreasing mobility of dense carbon dioxide in subterranean formations | |
US20030083206A1 (en) | Oil and gas production optimization using dynamic surface tension reducers | |
RU2764512C1 (ru) | Способ обработки скважин при добыче газа из низкотемпературных, низкопроницаемых и заглинизированных пластов | |
RU2456444C2 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
AU2015414720B2 (en) | Alkyl polyglycoside surfactants for use in subterranean formations | |
RU2004116889A (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2314332C1 (ru) | Реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и способ с его использованием | |
US20130306320A1 (en) | Composition and method for treating carbonate reservoirs | |
RU2140531C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
WO2021188125A1 (en) | Reduction of breakdown pressure by filter cake removal using thermochemicals | |
Zhu et al. | Improved sweep efficiency by alcohol-induced salt precipitation | |
RU2187634C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых песчано-глинистых коллекторов юрских отложений широтного приобья |