CC BY
92
УДК 622.245
В. Н. Хлебников (д.т.н., зав. лаб.)1, П. М. Зобов (к.т.н., зам. зав. лаб.)1, Ю. Ф. Гущина (асп.)2, С. В. Антонов (н.с.)1, А. С. Мишин (н.с.)1, В. А. Винокуров (д.х.н., проф., зав. каф.)2
Результаты исследования составов для селективной водоизоляции в газовых скважинах
1 Объединенный центр исследований и разработок, лаборатория нефтедобычи 119333, г. Москва, Ленинский проспект, 55/1 стр. 2; тел./факс (495) 7306102, e-mail: KhlebnikovVN@yrd.ru 2Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина, кафедра физической и коллоидной химии 119991, ГСП -1, В-296, г. Москва, Ленинский проспект, 65; тел./факс (499) 1358895, e-mail: vinok_ac@mail.ru
V. N. Kchlebnikov1, P. M. Zobov1, S. V. Antonov1, Ju. F. Guschina2, A. S. Mishin1, V. A. Vinokurov2
Results of research of structures for selective water
isolation in gas wells
1 United Research and Development Center 55/1, Leninskii pr, Str. 2, 119333, Moscow, Russia; ph./fax (495) 7306102, e-mail: KhlebnikovVN@yrd.ru
2Gubkin Russian State University of Oil and Gas 65, Leninskii pr., 119331, Moscow, Russia; ph.-fax (499) 1358895, e-mail: vinok_ac@mail.ru
Исследовано влияние раствора гидрофобизато-ра в легколетучем растворителе на проницаемость для воды водонасыщенных и газонасыщенных пористых сред. Показано, что раствор гидрофобизатора в легколетучем углеводородном растворителе является перспективным составом для борьбы с поступлением воды в при-забойную зону газовых скважин.
Ключевые слова: газовые скважины; гидро-фобизатор; селективная изоляция.
Influence of solution oil wetting agent in lightly volatile solvent on water permeability for the water sated porous environments and gas is investigated. It is shown that the solution oil wetting agent in lightly volatile hydrocarbon solvent is perspective structure for struggle against water inflow in hole-bottom region of gas wells.
Key words: gas wells; oil wetting agent; selective isolation.
Наличие жидкости (в основном воды) в призабойной зоне пласта (ПЗП) и в стволе скважины приводит к осложнениям при добыче газа: снижает дебит, способствует выносу песка, увеличивает потери давления при бар-ботаже газа через воду в стволе скважины, снижает температуру газа в результате испарения жидкости. Вынос пластовой воды из скважины в систему сбора приводит к образованию льда и газовых гидратов в шлейфах,
увеличивает расход и затрудняет регенерацию " 1
осушителей
Снизить обводненность добываемой продукции газовых скважин можно, если замедлить скорость поступления воды из пласта, т. е. создать водоизоляционный экран. При этом
Дата поступления 18.05.10
проницаемость для газа газонасыщенных про-пластков не должна уменьшаться, т. е. состав для водоизоляции должен обладать высокой селективностью воздействия.
Для водоизоляции в пластах обычно используют гелеобразующие составы на основе полимеров или неорганических реагентов, обратные гидрофобные эмульсии, суспензии набухающих реагентов, осадкообразующие составы и т. п. 2. Недостаток большинства водо-изоляционных составов заключается в недостаточной селективности воздействия, т. к. они снижают проницаемость не только водо-проводящих каналов, но и продуктивного пласта. Цель данного исследования заключалась в изучении гидрофобизирующих составов для селективной водоизоляции в газовых скважинах.
Методика эксперимента
В работе исследовали растворы гидрофо-бизатора Нефтенол АБР (АБР) в маловязком легколетучем петролейном эфире (ПЭ), который близок по составу и свойствам к газовому конденсату, нестабильному бензину, гексано-вой фракции и т. п.
В работе использовали насыпные пористые среды из речного песка, которые насыщали моделью воды сеноманского горизонта (плотность 1012 кг/м3). Корпус модели пласта представлял собой трубу из нержавеющей стали с нанесенной на внутреннюю поверхность винтовой нарезкой. Часть насыщенных водой моделей пласта использовали для моделирования газонасыщенных пористых сред. Для этого через модель пласта продували воздух при постоянном перепаде давления (0.05 МПа). Модель располагали вертикально, а газ (воздух) подавался сверху. Периодически направление потока газа меняли (переворачивали модель), что обеспечивало более равномерное распределение остаточной воды по пористой среде.
Методика фильтрационных экспериментов. В горизонтально расположенные газо- и водонасыщенные модели пласта закачивали растворы композиции и оставляли в покое на срок не менее 12 ч. Через водонасыщенные модели пласта фильтровали воду для определения влияния раствора гидрофобизатора на проницаемость пористой среды по воде. В газонасыщенные модели после закачки композиции подавали газ (воздух) сверху в вертикально расположенные модели пласта при постоянном перепаде давления (0.05 МПа). Направление закачки раствора гидрофобизатора и направление движения воды и газа всегда было противоположным (композицию закачивали через выход моделей пласта).
Двухслойные модели пласта состояли из газо- и водонасыщенных пропластков, которые готовили, как описано выше.
Фильтрацию жидкостей проводили при постоянной скорости, равной около 3 м/сут, температура эксперимента составляла 20—22 оС.
Для характеристики раствора гидрофоби-затора использовали:
1. Фактор сопротивления (Я) для характеристики степени снижения проницаемости пористых сред по воде:
Я = (01/АР1)/(0г/АРг),
где Qi и ДР/, соответственно, объемный расход и перепад давления при установившейся фильтрации воды на этапе 1 (первичная закачка воды);
Qi и Р{, соответственно, текущие расход и перепад давления при фильтрации воды или композиции.
В случае установившейся фильтрации:
Rocm. = k1/ k2,
где Rocm..—остаточный фактор сопротивления;
k/ и k2 , соответственно, проницаемость по воде модели пласта до и после закачки композиции.
Максимальный фактор сопротивления (Ямак.) и Rocm. характеризуют, соответственно, максимальную и установившуюся степень снижения проницаемости пористой среды для воды.
2. Степень водоизоляции (А, %) для характеристики уровня снижения поступления воды в результате действия композиции:
А = 100-(k/ - k2)/k1 = 100-(R - 1)/R.
3. Степень восстановления проницаемости по газу (В, %) газонасыщенных пористых сред:
В = 100-(Кг2/Кг1),
где Кг2 — проницаемость по газу модели пласта после закачки композиции,
Кг1 — проницаемость по газу модели пласта с остаточной водой.
4. Отношение объема жидкости, фильтрующейся через водонасыщенный пропласток, к обьему жидкости, фильтрующейся через газонасыщенный пропласток, (Qe0da/Qga3)— для определения селективности закачивания композиции (опыты на двухслойной модели пласта).
Результаты и их обсуждение
Влияние углеводородного раствора гидрофобизатора на проницаемость водонасы-щенных пористых сред для воды. Закачка углеводородной жидкости (ПЭ и растворов гид-рофобизатора в ПЭ) в водонасыщенную гидрофильную пористую среду сопровождается небольшим ростом перепада давления и фактора сопротивления (рис. 1, табл. 1). После перехода на закачку воды (после композиции) перепад давления и фактор сопротивления
Таблица 1
Влияние концентрации Нефтенола АБР и проницаемости моделей пласта на степень водоизоляции (объем закачки композиции - 1 п.о.)
Опыт Проницаемость по газу, мкм2 Концентрация гидрофобизатора, г/1 л ПЭ Фактор сопротивления (при закачивании композиции) Фактор сопротивления (при фильтрации воды после композиции) Степень водоизоляции, %
максимальный после прокачки 1 п.о. композиции максимальный остаточный
4 0.466 0 1.46 1.12 2.85 2.67 62.5
7 0.662 5 1.46 1.0 2.83 2.06 51
15 0.261 25 1.17 1.17 10.9 5.6 82.1
8 0.615 25 1.30 1.30 15.8 7.6 86.8
11 1.55 25 0.96 0.96 14.5 5.7 82.5
6 0.490 52.6 1.9 1.9 68 35.4 97.2
& 10
о
а
о §
2 1 Насыщенность водою
1 К Фактор сопротивления
Насыщенность КН
0 12 3
8 9 10
Объем закачки, п.о.
Рис. 1. Динамика фильтрации в опыте №8
1 — фильтрация воды, 2 — закачка раствора 25 г/л гидрофобизатора в ПЭ
продолжают увеличиваться и достигают максимальных значений, после чего снижаются. Однако начальная, проницаемость по воде не восстанавливается, и чем выше концентрации гидрофобизатора, тем выше факторы остаточного сопротивления (табл. 1).
Закачка ПЭ обеспечивает степень водоизоляции, равную 62.5 %, что не достаточно для значительного сокращения поступления воды в ствол скважины. Растворы гидрофобизатора с концентрацией 25 г/л и выше показывают значительно более высокий водоизолиру-ющий эффект (А = 82.1—97.2 %). Максимальные и остаточные факторы сопротивления экспоненциально зависят от концентрации гидрофобизатора (рис. 2). Столь сильное влияние концентрации гидрофобизатора на факторы сопротивления указывает на изменение смачиваемости пористой среды (с гидрофильной на гидрофобную) и, как следствие этого, значительное снижение фазовой проницаемости для воды.
Рис. 2. Зависимость факторов сопротивления от концентрации гидрофобизатора
Проницаемость пористой среды не оказывает существенного влияния на результаты закачки композиции. Изменение проницаемости пористой среды с 0.261 до 1.55 мкм2, (т. е. почти в 6 раз) не сопровождается заметным изменением степени водоизоляции (82.1—86.8 %), максимальных и остаточных факторов сопротивления (табл. 1).
Влияние углеводородного раствора гидрофобизатора на проницаемость газонасыщенных пористых сред по газу. Закачка ПЭ и растворов гидрофобизатора происходит обычно при небольшом росте перепада давления (рис. 3, табл. 2). Последующее выдувание раствора гидрофобизатора газом и восстановление исходной проницаемости пористой среды для газа происходило достаточно быстро (рис. 4, табл. 2). При этом степень восстанов-
20
15
5
0
Таблица 2
Влияние проницаемости пористых сред и концентрации гидрофобизатора на степень восстановления проницаемости пористых сред по газу (объем закачки композиции - 1 п.о.)
Опыт Концентрация гидрофобизатора, г/л Факторы сопротивления (при закачке композиции) Проницаемость по газу, мкм2 Водонасыщенность, % Степень восстановления проницаемо-сти, %
абсолютная с остаточной водой до воздействия после воздействия (о ценка)
максимальный после прокачки 1 п.о. раствора
9 0 0.94 0.94 0.792 0.677 29.6 26 111
12 25 1.72 1.67 0.299 0.216 36.6 26 131
16 25 1.93 1.61 0.516 0.416 27.7 26 99.3
10 25 1.02 1.02 1.54 1.47 11.6 1 103
20 50 1.46 1.46 0.967 0.916 14.5 9 101
Рис. 3. Динамика закачки 50 г/л раствора гидрофобизатора в газонасыщенную пористую среду (опыт №20)
ления проницаемости в большинстве экспериментов выше 100 % (т. е. проницаемость для газа увеличивается по сравнению с проницаемостью до закачки композиции) и практически не зависит от концентрации Нефтенола АБР (табл. 2). Разборка моделей показала, что в результате продувки ПЭ испаряется полностью.
Закачивание композиции в пористую среду и последующее продувание воздухом сопровождается уменьшением водонасыщенности пористых сред, что и объясняет рост проницаемости пористых сред для газа. Сопоставление результатов опытов 10 и 12 показывает, что чем выше исходная водонасыщенность, тем в большей степени происходит увеличение проницаемости пористой среды для газа в ре-
Рис. 4. Динамика восстановления проницаемости по газу после закачки 50 г/л раствора гидрофобизато-ра в газонасыщенную пористую среду (опыт №20)
зультате закачивания гидрофобизующего состава. Изменение смачиваемости породы под действием гидрофобизатора подавляет капиллярные силы, удерживающие воду в капиллярах и на поверхности песка, что облегчает испарение воды.
Моделирование процесса закачивания раствора гидрофобизатора с помощью двухслойной модели пласта. Проведенное исследование показало, что раствор гидрофобизатора способен значительно снижать проницаемость водонасыщенных пористых сред для воды и увеличивать проницаемость газонасыщенных пористых сред для газа, т. е. обладает способностью селективной водоизоляции. Однако необходимо проверить «селективность» при
закачке композиции, т. е. способность раствора гидрофобизатора фильтроваться в различные по насыщенности пористые среды.
Для оценки «фильтрационной» селективности раствора гидрофобизатора и чистого растворителя проведены опыты с использованием двухслойных моделей пласта из газо- и во-донасыщенных пропластов (табл. 3, рис. 5—6).
Проведенные эксперименты на двухслойных моделях пласта показали следующее.
1. При объеме закачки более 0.3 п.о. раствор гидрофобизатора в большей степени поступает в водонасыщенный пропласток, чем в газонасыщенный пропласток
2. После прокачки 0.91—0.99 п.о. композиции текущее отношение Рвода/ Qгaз достигает значений 5.22—5.26, что указывает на высокую селективность при закачивании композиции.
3. Легколетучий органический растворитель (ПЭ) не обладает способностью селективно поступать в водонасыщенный пропласток. После прокачки 1.42 п.о. растворителя текущее отношение QвOдa/ Qгaз достигает значения, равного 0.696, т. е. основная масса реагента поступает в газонасыщенный пропласток.
Проведенное исследование показало, что раствор гидрофобизатора в лекголетучем углеводородном растворителе:
•не оказывает отрицательного влияния на проницаемость по газу газонасыщенных пористых сред (растворитель легко удаляется из пористой среды потоком газа);
• способствует удалению остаточной воды из газонасыщенных пористых сред и повышению их проницаемости для газа;
Рис. 5. Влияние объема закачки 50 г/л раствора гидрофобизатора на перераспределение фильтрационных потоков между газо- и водонасыщенными пропластками в опыте 27/28. Вертикальной стрелкой показан момент, когда Qгаз/Qвода = 1
Рис. 6. Влияние объема закачки ПЭ на перераспределение фильтраицонных потоков между газо- и водонасыщенными пропластками в опыте 29/30
Таблица 3
Характеристика двухслойных моделей пласта
№ опыта Состав Тип пропласта Проницаемость, мкм2 Насыщенность, об.%
По газу По воде По газу с остаточной водой газом водой
29/30 ПЭ Газонасыщенный 0.874 0.541 0,780 78.6 21.4
Водонасыщенный 0.964 0.497 - 0 100
27/28 50 г/л гидрофобизатора в ПЭ Газонасыщенный 0.945 0.488 0,779 73.0 27.0
Водонасыщенный 1.08 0.607 - 0 100
• обладает высокой водоизолирующей эффективностью;
•проявляет селективность при закачивании и поступает в основном в водонасыщен-ные, а не в газонасыщенные пористые среды.
Таким образом, раствор гидрофобизатора в легколетучем углеводородном растворителе является перспективным составом для борьбы с поступлением воды в ПЗП газовых скважин.
Литература
1. Шулятиков И. В., Сидорова С. А., Муко В. В., Пританский А. Г. Технологические процессы и оборудование для эксплуатации газовых скважин в условиях осложненных наличием жидкости и разрушением призабойной зоны // Обз. инф. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.— М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2005.- 103 с.
2. Лозин Е. В., Хлебников В. Н. Применение коллоидных реагентов в нефтедобыче.- Уфа: изд. Башнипинефть, 2003.- 236 с.
Работа осуществляется в рамках федеральной целевой программы «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009—2013 годы
