5.2 Огляд існуючих методів обмеження припливу

У науково-технічній літературі у даний час не висвітлено повністю теоретичне та експериментальне обґрунтування застосування технологій з обмеження руху води в тонкошаруватих пластах при розробці нафтових і газових родовищ. Однією з причин є недостатня вивченість механізму утворення водоізолюючої маси хімреагентами та їх дії на продуктивні пласти. Суть будь-якої ремонтно-ізоляційної роботи у видобувній свердловині зводиться до перекриття шляхів припливу води вибірковою дією на джерело обводнення: на суміжні пласти і пропластки-обводнювачі, обводнені зони в продуктивному об’єкті, а також на шляху водоприпливу у вигляді тріщин у колекторі та інших каналів у затрубному просторі. З цією метою розроблені різноманітні методи із застосуванням водоізолюючих матеріалів і технічних засобів.

Виходячи із теорії конусоутворення, розглянутої в дослідженнях В. Н. Щелкачова, Б. Б. Лапука, А. П. Телкова та інших вважалось, що при обмеженні відбору рідини, темп обводнення знижувався. У пластах з високою пористістю при незначному впливі капілярних сил цей висновок підтверджується практикою. Але в багатьох випадках навіть зупинка свердловин не зменшує, а збільшує їх обводнення [36, 39, 44].

Так, наприклад, з початку розроблення багатьох нафтових родовищ України при обводненні нафтових свердловин підошовними водами незалежно від того, утворюється конус обводнення чи ні, для зменшення припливу води в водонасичену частину привибійної зони використовували нагнітання нафти високої активності або ж нафти, яка містить велику кількості асфальто-смолистих речовин, незалежно від якості пластової нафти. Фізичний зміст цього заходу полягає в різкому зменшенні водопроникності частини привибійної зони, де міститься підошовна вода.

Крім продуктів переробки нафти застосовують для обмеження припливу пластової води різні нові хімреагенти. Відомі методи створення гідроізолюючих екранів, які передбачають нагнітання в свердловину емульсії, піни, колоїдних розчинів, милонафти, метаакрилових і поліакрилових смол, різних полімерів і т.д. Але вказані реагенти не володіють необхідною ефективністю і тому не завжди знаходять широке застосування в нафтогазовидобувній промисловості.

Для збільшення продуктивності нафтових свердловин і зменшення відсоткового вмісту води особливий інтерес представляють відходи хімічних виробництв, застосування яких не тільки сприяє кращому використанню запасів надр, але і запобігає забрудненню навколишнього середовища. Одним з шляхів вирішення цієї проблеми є використання розчину кислого гудрону, який є відходом сірчанокислого очищення сірих ароматичних фракцій при виробництві піробензолу і нафтового сольвенту. Технологія проведення водоізоляційних робіт дуже проста і не потребує спеціального обладнання. За допомогою цементного агрегату через промивальні труби кислий гудрон із ємності нагнітають у свердловину, яку зупиняють на 72 години, а потім експлуатують [1].

Для випадку обмеження припливу підошовних вод в масивному нафтовому пласті одержані залежності для визначення необхідних об'ємів тампонуючих матеріалів з врахуванням їх фізико-хімічних властивостей [44]. Час безводної експлуатації свердловини після ізоляційних робіт суттєво залежить від радіуса ізольованої зони. Так, якщо при радіусі ізоляції 15 м безводний період експлуатації триває 15 – 20 діб, а при 25 м – від 28 до 100 діб, то при радіусах ізоляції від 50 до 100 м безводна експлуатація може продовжуватися роками. Відповідно, за оцінними даними, для забезпечення продовження періоду безводної експлуатації ізоляцію необхідно здійснювати в радіусі 50 м і більше.

Вивченню питань обмеження припливу пластової води в газових свердловинах присвячені роботи Алієва З. С., Андрієва С. А., Бойка В. С., Власенка А. П., Говдуна В. В., Гриценка А. І., Зотова Г. А, Кондрата Р. М., Коротаєва Ю. П., Резімова В. В., Сулейманова Р. С. та інших.

Автори А. І. Гриценко, З. С. Алієв, О. М. Єрмилов [13] вважають, що коли вершина конусу міститься в нижній частині вибою свердловини, то рівень контакту газ-вода навіть на незначній відстані від устя свердловини набагато нижчий, ніж безпосередньо в гирлі, що пов’язано з розподіленням тиску в пласті працюючої свердловини. Відповідно, створення штучного непроникного екрану дозволило б суттєво знизити небезпеку обводнення, продовжити тривалість безводної експлуатації свердловини і значно збільшити гранично безводний період. Із результатів проведених розрахунків найбільш доцільним вважають створення штучних непроникних екранів радіусом до 10 м. Розрахунковий радіус непроникного екрану може бути використаний тільки в однорідних пластах.

У роботі [60] розглянуто метод осушування і гідрофобізації привибійної зони газових свердловин на підземних сховищах газу (ПСГ), які створені у водоносних пластах, шляхом нагнітання буферних об'ємів високоактивної нафти. У кожну свердловину було закачано по 25 м³ нафти Арланського родовища, а потім свердловини підключалися під нагнітання газу і нафта в подальшому протискувалась у пласт газом. На нагнітання нафти по насосно-компресорних трубах або між трубному просторі витрачається 1,5 – 2 год. Відповідно до програми дослідів проводили режимні випробовування свердловини до та після обробки нафтою. Проводився відбір і аналіз рідини, яка виносилась у різні періоди експлуатації свердловини. Аналіз показав, що зворотного виносу нафти, що нагніталась для обробки привибійної зони газових свердловин, не відбувається. При використанні нафти, що видобувається в районах розміщення газових родовищ, які розробляються, можна одержати позитивний результат при нагнітанні великих об'ємів нафти. Однак, для обробки великих інтервалів, які розкриваються в сеноманських газових покладах, необхідні значні об'єми нафти і тривалий час для протискування її газом високого тиску, що не завжди можливо і потребує значних витрат на підведення газу високого тиску.

Застосування реагентів за методикою селективної ізоляції із застосуванням латексу, поліуретану, кремнійорганічних сполук, гіпану, рідкого скла, розчинів карбаміду, їдкого лугу та солей в окремих регіонах дають позитивні результати при дотриманні певного режиму закачування або попередньої подачі буферних розчинів з певними властивостями [55, 56, 57, 58]. Деякі з цих методів при високій своїй технологічній ефективності є ще й маловитратними, оскільки в них закладена можливість проведення ізоляційних робіт в свердловинах, що фонтанують, без глушіння і спуско-підйомних операцій підземного обладнання. Оскільки технологічна ефективність методів ізоляції припливу води в свердловинах цементними розчинами як на водяній, так і на вуглеводній основі не перевищує 15 – 20 %, то окремі дослідники [55] вважають, що з точки зору економічної ефективності вони, як правило, збиткові. Основними причинами є седиментаційна нестійкість цементних розчинів, низька фільтрація їх у тріщини малого розкриття і в тонкошарувате пористе середовище при абсолютній відсутності селективності, а також великі матеріальні витрати і трудомісткість.

У той же час, при аномально низьких пластових тисках на окремих родовищах успішно застосовують технологію встановлення водоізоляційних мостів з цементажем за статичним рівнем [47]. Однак, для регулювання процесу нагнітання і протискування цементного розчину, а також встановлення ізоляційного моста в заданому інтервалі необхідні прилади безперервного контролю динамічного рівня рідини в затрубному просторі. Крім того, для ізоляції нижніх обводнених інтервалів в окремих районах використовують вибухові пакери, що дозволяє значно скоротити тривалість ізоляційних робіт.

На заключній стадії розроблення газових родовищ при встановленні цементних мостів за традиційною технологією з використанням протискуваної рідини, спостерігається повне або часткове поглинання цементного розчину через велике перевищення гідростатичного тиску стовпа цементного розчину і протискуваної рідини над пластовим тиском. Це призводить до необхідності багаторазового встановлення цементних мостів і до безконтрольного закупорення порових каналів необводненої частини пласта-колектора цементним розчином, що є причиною низької продуктивності свердловин після освоєння. У таких випадках перед встановленням цементного мосту газом більш високого тиску відтісняють статичний рівень підошовної води в пласт. Приготовлений розрахунковий об’єм цементного розчину за допомогою цементувального агрегату закачують в колону насосно-компресорних труб, а потім трубний простір з’єднують із заколонним простором свердловини. Тиск газу в трубному і затрубному просторі вирівнюється і цементний розчин під дією сили тяжіння опускається на вибій свердловини. Після закінчення часу, необхідного для опускання цементного розчину на вибій свердловини, проводять операції з підняття ліфтової колони на 20 – 30 м вище покрівлі цементного мосту. Після цього в свердловині очікують затвердіння цементу. Наявність вибійних пакерів і необхідність глушіння газових свердловин для переміщення ліфтової колони не дозволяють широко застосовувати метод на багатьох газових родовищах.

З іншого боку, як відзначає ряд авторів [52, 70], сучасний стан якості будівництва нафтогазовидобувних свердловин, що забезпечує герметичність зацементованого простору в інтервалах продуктивних пластів у вказаних межах, як правило, не відповідає вимогам режимів освоєння і експлуатації видобувних свердловин. На родовищах з підошовними водами за відсутності глиняних перемичок або при незначних слабкопроникних перемичках, близько розміщених до продуктивної зони водонасичених пластів (з товщиною слабкопроникної перемички 1,5 – 2 м), високою проникнісною неоднорідністю продуктивних пластів по товщині і простяганню, відбувається швидкий прорив підошовних вод у видобувні свердловини. Часто водоізоляційні роботи ведуться без точного знання причин обводнення, що веде до зниження їх якості [44, 52, 62].

Основним ускладненням у процесі експлуатації видобувних свердловин Битків-Бабченського еоценового газоконденсатного родовища є надходження води окремими пропластками, розміщеними в різній частині продуктивного розрізу з одночасним загальним підйомом газоводяного контакту і проривами на вибій окремих свердловин води із нижчих горизонтів негерметичним заколонним простором у випадку створення високих депресій тиску на пласт.

Процес накопичення рідини в свердловинах можна виявити шляхом проведення спеціальних барометричних досліджень. У даному випадку будують для свердловини, яка працює, криву розподілу тиску. При наявності накопичення рідини в стволі свердловини крива розподілу тиску має характерний злом, який характеризує вхід глибинного манометра в зону барботування газу в рідинній пробці.

Так, наприклад, для газоконденсатного Битків-Бабчинського родовища утворення гідратної пробки характерне біля башмака НКТ і починається відразу після повторного продування свердловини. Для родовищ Зовнішньої зони Передкарпатського прогину можливі випадки утворення гідратної пробки у будь-якому інтервалі НКТ і навіть на гирлі свердловини. Процес самоглушіння свердловини у цьому випадку має затяжний характер, а пряме виявлення гідратних пробок можливе навіть через 10 – 15 діб після повторного продування [64].

Таким чином, у результаті обробки промислових даних з експлуатації обводнених свердловин та відповідних літературних джерел проведена класифікація причин обводнення газових і газоконденсатних свердловин Передкарпаття (рис. 5.1). Передчасне обводнення видобувних газових свердловин порушує газонасичену цілісність пласта, погіршує умови роботи промислового обладнання, збільшує об’єм защемленого газу в покладах, у результаті знижує техніко-економічні показники роботи родовища.

Основними методами з інтенсифікації обводнених газових свердловин на Передкарпатті, які широко застосовуються у промисловій практиці, є ізоляція обводнених пластів з метою обмеження припливу пластових вод у свердловини і винесення рідини з вибою на поверхню.

Для обмеження припливу пластових вод проводились ізоляційні роботи в обводнених свердловинах з використанням цементних сумішей, смол і закачуванням в обводнені пласти пін. Практично всі ремонтні роботи не дали очікуваних результатів, за виятком робіт, пов'язаних з обмеженням припливу підошовних вод і ліквідацією негерметичності цементного кільця в нижній частині експлуатаційної колони.

Слід зазначити, що проведення робіт з ізоляції окремих обводнених пропластків у продуктивному розрізі свердловин для умов еоценового газоконденсатного покладу Передкарпаття є малоефективним. Через шарувату будову продуктивного розрізу і малу товщину газоносних пластів при ізоляції обводнених пропластків можливе відсічення частини газонасиченого розрізу. Крім того, через літологічну неоднорідність і тріщинуватість продуктивних пластів будуть припливи води з усіх обводнених в газонасичені пласти поза свердловинами. Тому, враховуючи низькі значення поточного пластового тиску, ізоляційні роботи на даній стадії розроблення еоценового газоконденсатного покладу можуть призвести до повного перекриття всіх шляхів надходження як води, так і газу [26].

У практиці винесення рідини з обводнених свердловин Битків-Бабченського еоценового газоконденсатного покладу найбільше застосування отримали спінюючі поверхнево-активні речовини (ПАР). На початку впровадження методу використовували розбавлені водні розчини ПАР. Такий розчин після закачування в затрубний простір свердловини за порівняно короткий термін потрапляє на вибій і при великих об'ємах закачування може призвести до її глушіння. Тому, для забезпечення стабільної роботи свердловини у разі застосування розбавлених розчинів ПАР доводиться проводити часті

Рисунок 5.1 – Класифікація причин обводнення газових і газоконденсатних свердловин

обробки їх малими об'ємами розчину ПАР, що в умовах гірської і сильно пересіченої місцевості, характерної для умов Передкарпаття, вимагає значних витрат і не завжди дозволяє витримувати графік обробки свердловин, особливо в зимовий період.

Проведений нами аналіз розроблення нафтових і газових родовищ свідчить про низьку ефективність процесів видобування нафти і газу в ускладнених умовах, які пов'язані з тонкошаруватістю і низькою проникністю та неоднорідністю продуктивних пластів-колекторів, що зумовлює передчасні неконтрольовані прориви води. Бібліографія як вітчизняних, так і зарубіжних робіт з інтенсифікації процесів видобування нафти і газу з неоднорідних пластів дуже велика [12, 19, 21, 33, 34, 35, 53, 62].

Таким чином, аналіз сучасних методик і технологій обмеження припливу пластових вод показав, що їх застосування при експлуатації обводнених продуктивних тонкошаруватих пластів сприяє збільшенню відбору з них нафти, газоконденсату і газу, але усі вони мають ті чи інші недоліки і не завжди враховують геологічні особливості нафтогазоносного регіону.

5.3 Особливості експлуатація свердловин на завершальних етапах розроблення

При розробці газових покладів пластові води суттєво впливають на фільтраційні процеси та кінцеве газовилучення. У пласті такі води перебувають у безпосередньому контакті з газовою фазою. У відношенні до газового накопичення вони можуть бути зовнішніми та внутрішніми. Зовнішні – це пластові води, які оточують газовий поклад. Сюди відносяться контурні води, які оточують газові поклади пластового типу; підошовні, що є під масивними газовими покладами; залишкові – у покришці та нижньому газоупорі. Серед внутрішніх вод розрізняють конденсаційні, тобто, водяна пара, розчинена в газі; залишкові, які не були витиснені з пористого середовища при формуванні покладу, а також такі, що утримуються непроникними пропластками продуктивного горизонту. Залишкові води утримуються поверхнево-молекулярними і капілярними силами.

На фільтраційні процеси можуть впливати також “чужі” води. Це води, які потрапляють у пласт з інших горизонтів через неякісну ізоляцію заколонного простору свердловин, фільтрати промивальних рідин, що потрапляють у пласт при бурінні та ремонті свердловин; відсепаровані промислові, що скидаються в поглинаючі горизонти, або води, які застосовуються для заводнення продуктивних горизонтів з метою інтенсифікації видобування газу.

Процес видобування газу здійснюють завдяки пластовій енергії, що складається із пружної енергії стисненого газу, пружної енергії скелету породи, пружної енергії пластових вод та потенційної енергії пластових вод у полі сили тяжіння. Одночасно можуть проявлятися усі форми пластової енергії. Створюючи додаткову енергію, пластові води здійснюють позитивний вплив на процес видобування газу, оскільки сприяють просуванню газу до вибою свердловини і більшому його вилученню із пласта.

Але рухомі пластові води створюють у більшості негативні ефекти. Рухаючись разом із газом до вибою свердловин, вони закупорюють порові канали і тим самим збільшують фільтраційний опір для газу. Потрапляючи на вибої свердловин і в газозбірні мережі, пластові води створюють труднощі при експлуатації свердловин і промислового обладнання. Якщо приплив води до вибою досягає значної величини, пластової енергії може бути недостатньо для виносу її на поверхню, і експлуатація свердловин припиняється. Залежно від активності та характеру надходження пластових вод може обводнитися весь експлуатаційний фонд свердловин при значних запасах газу, що залишаються у пласті. Газ залишається у ціликах, що відрізані накопиченою водою, в окремих невідпрацьованих газонасичених прошарках, як правило, з гіршими колекторськими властивостями. Особливо великі запаси газу залишаються у тих випадках, коли надходження пластових вод відбувається нерівномірно та за високих пластових тисків.

Свердловини обводнюються і за наявності неактивних зовнішніх вод. На пізніх стадіях розроблення покладів конденсаційні і залишкові води накопичуються на вибоях, перекриваючи частково чи повністю інтервали перфорації. При цьому внаслідок капілярного насичення можуть заводнитися газонасичені прошарки. Навколо свердловин створюється водонасичена оторочка, що перешкоджає поступленню газу до вибою. Видалення води із вибою не завжди забезпечує освоєння обводнених прошарків. Крім того, вода, яка накопичується на вибоях свердловин, сприяє руйнуванню привибійної зони. У результаті експлуатаційні свердловини обводнюються раніше, ніж пластовий тиск досягає мінімальної величини, тобто такої величини тиску, який забезпечує економічно обґрунтований відбір газу.

Питання про надходження зовнішніх пластових вод у газові поклади публікувалися у працях з гідрогазодинаміки і підземної гідравліки. Створено методику розрахунку надходження води в поклад при різних фізико-геологічних умовах [17, 43]. Темпи надходження води в поклад залежать від колекторських властивостей водоносного горизонту, співвідношення розмірів водоносного басейну і газового покладу, пружної ємності басейну. Водоносні басейни, що мають зв’язок з поверхнею, характеризуються більшою активністю пластової води. У цьому випадку темп припливу води в поклад пропорційний різниці між гідростатичним (у даному випадку початковим) і поточним тисками. За відсутності зв’язку з поверхнею водоносний басейн можна розглядати як безкінечний або як обмежений. Для таких випадків виведено формули, які дозволяють розрахувати приплив води в поклад залежно від п’єзопровідності та пружної ємності басейну. Ці формули разом з рівнянням виснаження покладу і припливу газу до вибою дозволяють робити прогнозні газодинамічні розрахунки видобування газу в умовах водонапірних режимів [45, 46] .

Значна частина досліджень присвячена характеру обводнення газоносних горизонтів. Результати цих досліджень показали, що у випадку однорідних високопроникних колекторів і рівномірного відбору газу звуження контуру газоносності пластових покладів або підйом поточного газоводяного контакту масивних покладів відбувається також рівномірно разом з гравітаційним розподілом газу і води. Неоднорідність продуктивних пластів і нерівномірний відбір газу із покладу ведуть до одностороннього або вибіркового обводнення покладу. У зв’язку з цим необхідно регулювати відбір газу з метою активного впливу на вибірковий рух води. Успішне вирішення цього завдання можливе лише за умови детального вивчення водоносного басейну та ступеня неоднорідності продуктивних пластів, а також контролю за надходженням води в поклади [5].

Крім нагромадження на вибої води передчасне припинення експлуатації свердловин відбувається через піщано-глинисті пробки, що утворюються на вибоях свердловин. Глинисті та піщані частинки, які накопичуються на вибої, поступово перекривають нижні інтервали перфорації, перешкоджаючи надходженню газу з нижніх пропластків. Піщано-глинисті пробки утворюються у більшості свердловин, що експлуатують сарматські та баденські горизонти. У ряді випадків наявність таких піщано-глинистих пробок веде до прихоплення фонтанних труб та складних ремонтних робіт.

Кінцеві коефіцієнти газовилучення пласта, покладу та родовища в цілому будуть тим вищі, чим менші стануть пластові тиски і зменшиться обводнення. Ефективна розробка покладу на пізніх етапах, тобто за умов низьких пластових тисків, можлива у випадку експлуатації свердловин із стійкими дебітами, які перевищують мінімальні. Тому важливим напрямком підвищення кінцевого газовилучення є забезпечення експлуатації кожної свердловини з дебітами більшими мінімального (q > q_min) при найнижчих тисках у пласті та на гирлі. Усі роботи, спрямовані на зниження фільтраційних коефіцієнтів, з одного боку, та на зниження тиску на гирлі до атмосферного і нижче, з іншого, сприяють підвищенню кінцевого газовилучення.

Якщо дебіти свердловин досягли мінімальних величин, їх подальша експлуатація є нестабільною. Потрібні заходи, спрямовані на припинення надходження води на вибій або на своєчасне видалення її з вибою.

Водоізоляційні роботи дають ефект у тих свердловинах, де пластові води прориваються по більш проникних пластах в умовах значних товщин продуктивних горизонтів сарматських і баденських відкладів або у випадку прориву води з іншого горизонту. У продуктивних пошарових покладах сарматського і баденського горизонтів традиційні ізоляційні роботи не дають позитивного ефекту, оскільки разом з ізоляцією води перекриваються шляхи надходження газу до свердловини. Зі зменшенням пластового тиску в продуктивних пластах збільшуються труднощі проведення ізоляційних робіт у зв’язку з поглинанням, та знижується їх ефективність. Тому при тисках, нижчих 0,3 від гідростатичного, проведення ізоляційних робіт потребує складнішої технології, тобто застосування рідин на базі пінних систем, пакеруючих пристроїв і т.д. [9]. У той же час ефективність таких робіт у малодебітних свердловинах незначна.

На кінцевому етапі експлуатації свердловин основними методами інтенсифікації стають методи, спрямовані на видалення води з вибою. При експлуатації свердловин з нестійкими дебітами (q > q_min) у більшості випадків необхідні заходи, спрямовані на видалення рідини з вибою. Дуже простим і часто найефективнішим методом є продування свердловини в повітря. Він ефективний тоді, коли свердловина експлуатується за робочого тиску, вищого від атмосферного. При стравлені тиску свердловини в атмосферу перепад тиску від вибою до устя збільшується, а дебіт свердловини стає більшим q_min, і вода видаляється з вибою. Недоліками цього методу є втрати газу та забруднення навколишнього середовища. При робочих тисках, що близькі до атмосферного, продути свердловину практично неможливо.

На газових родовищах проводилось промислове випробування й інших методів з видалення води із вибою. Принцип більшості їх ґрунтується на створенні в ліфтових трубах умов, за яких тимчасове витрачання газу було б більшим q_min. Однак жоден метод не набув широкого розповсюдження.

Застосування спінюючих речовин для видалення води набуло ширшого розповсюдження [39]. Потрапляння розчину поверхнево-активних речовин (ПАР) на вибій сприяє утворенню піни в стволі свердловини, що перешкоджає злипанню крапель води, утворенню водяних пробок та осіданню крапель на вибої. Вода з піною у цьому випадку виноситься краще, ніж без неї, і це, у свою чергу, збільшує час накопичення води на вибої між двома продувками. Покращанню виносу води сприяє і застосування диспергаторів, дія яких основана на зменшенні розмірів крапель у стволі свердловини [9, 25, 37].

Подача ПАР на вибій відбувається за допомогою автоматичних пристроїв типу “Лотос” або нагнітанням розчинів у затрубний простір свердловини. Стікаючи експлуатаційною колоною, ці розчини сприяють утворенню піни на вибої. Хороший ефект застосування ПАР дає незначне його витрачання (2–10 кг) на одну операцію. При збільшенні кількості ПАР утворюється більше піни і зростає опір руху пінного розчину в трубах. Періодичність закачування ПАР на вибій визначається індивідуально для кожної свердловини. Їх застосування також обмежене в часі, оскільки винесення води здійснюється завдяки енергії пласта, яка знижується.

При великих припливах води ефективним є і застосування глибинних насосів для підіймання води на поверхню; цей метод застосовувався на Битківському газоконденсатному родовищі [38]. Періодичне відкачування води трубами дозволило продовжити видобування газу затрубним простором до повного обводнення покладу.

Перспективним напрямком, що забезпечує зниження кінцевого пластового тиску до мінімальної величини, є випереджаюче зниження робочих тисків на гирлі до атмосферного і навіть вакууму. Зазвичай умови подачі газу і технічні можливості компресорних станцій не дозволяють знизити тиск на гирлі свердловини нижче 0,4 – 0,5, а у деяких випадках і 1,0 – 1,2 МПа. Тому зниження пластового тиску зумовлює перехід на експлуатацію свердловини з дебітами, що менші q_min, і обводнення її вибою при ще значних пластових тисках. У подальшому, якщо навіть вдається знизити тиск на гирлі, освоїти обводнені свердловини вже практично неможливо. Тому дуже важливо забезпечити зниження тиску на гирлі свердловини ще до встановлення дебіту, рівного q_min. З цією метою застосовують наявні на промислах потоки газу з високим тиском для ежектування його з виснажених покладів. Застосування ежекторної установки на Дашавському родовищі дозволило знизити тиск на устях свердловин до 0,1 – 0,2 МПа, що забезпечило відпрацювання покладу до пластового тиску 0,4 – 0,5 МПа. Перспективи дорозроблення виснажених покладів також пов’язують зі встановленням малогабаритних пересувних компресорних станцій [70].

5.4 Використання дегоцементних розчинів для ізоляції припливу пластової води до вибою газових і газоконденсатних свердловин

У газовій промисловості найширше застосування осушувача газу одержали висококонцентровані розчини гліколей – етиленгліколь (ЕГ), диетиленгліколь (ДЕГ) і триетиленгліколь (ТЕГ). Вони відносно дешеві та безпечні для організму обслуговувального персоналу. Їх водні розчини не призводять до корозії обладнання.

Гліколі є водними розчинами двоатомних спиртів жирного ряду і змішуються з водою у всіх співвідношеннях. Густина водних розчинів гліколей практично не відрізняється від густини води та інших рідин, що використовуються для замішування цементних розчинів при цементуванні обсадних колон і створенні цементних мостів у газових свердловинах. В’язкість водних розчинів гліколей майже на порядок вища від в’язкості рідин (крім нафти), які використовують для приготування цементних розчинів, що створює умови для застосування глікольних водних розчинів як рідину замішування для приготування цементних розчинів.

З врахуванням вищенаведених фізичних властивостей гліколей була проведена серія лабораторних досліджень з визначення термінів тужавіння цементних розчинів, замішаних на гліколях з різним вмістом у ньому води. З підвищенням вмісту води в гліколі термін початку тужавіння цементного розчину збільшувався. У цементних розчинах, замішаних на гліколях, при вмісті води в гліколі менше 25 % затвердіння цементних розчинів не відбувалось. Вказане явище, а також велика гігроскопічність глікольних розчинів стала основою для проведення наступних лабораторних досліджень.

Прозору посудину наповнювали свіжоприготовленим цементним розчином, замішаним на водному розчині гліколю (вміст води не перевищував 20 – 25 %), доливали зверху шар води і спостерігали за контактом вода – цементний розчин. Через незначний час (15 – 29 хвилин) на контакті в цементному розчині виник тонкий шар світлішого кольору, перевірка якого на міцність свідчить, що це затверділа кірка цементного розчину. Активний ріст цементної кірки відбувався протягом 1,5 – 2 діб і товщина утвореної цементної кірки досягла 1,5 – 2 см. При подальшому зберіганні процес утворення цементної кірки практично припинявся.

Для порівняння характеру і швидкості затвердіння запропонованого і нафтоцементного розчину проведено такі лабораторні дослідження. Нафтоцементною і запропонованою сумішами заповнювали скляні циліндричні посудини на висоту 18 см. Візуальним спостереженням встановлено, що після подачі води у верхню частину посудини, заповненої нафтоцементним розчином, який замішаний на дизельному паливі, протягом 4 годин відбувається активне витіснення із загальної маси розчину крупних крапель дизпалива з утворенням тріщин. Протягом цього ж часу відбувається процес затвердіння нафтоцементного розчину, що підтверджують інструментальні заміри і зміна кольору цементного розчину на світліші тони. При заповнені цією ж сумішшю циліндричної посудини, нижню частину якої попередньо заповняли водонасиченим піском, процес витіснення дизпалива із нафтоцементного розчину відбувається також інтенсивно, але без утворення великих крапель дизпалива всередині нафтоцементного розчину. При подачі води у верхню частину посудини, заповненої цементним розчином, замішаним на водному розчині диетиленгліколю з ваговим вмістом води нижче 20 %, у контактній зоні цементного розчину протягом 24 годин утворюється затвердла цементна кірка товщиною 4 – 6 мм без подальшого збільшення її товщини з часом. Після заповнення запропонованою сумішшю циліндричної посудини, в нижній частині якої є водонасичений пісок, у контактній зоні протягом 24 годин утворюється кірка затверділого цементного розчину, товщина якої збільшується з часом.

Для визначення термінів тужавіння відомого нафтоцементного та цементного розчинів, замішаних на гліколі, використовували прилад Віка згідно ГОСТ-310.3-76. Конус приладу встановлювали на металічну сітку і розміщували в посудині, висота якої відповідає висоті конуса приладу Віка. Конус приладу Віка наповнювали нафтоцементним розчином, після чого посудину наповнювали водою так, щоб її рівень не перевищував верхнього краю конуса. За допомогою приладу Віка визначали терміни тужавіння цементного розчину. У результаті проникнення води через металічну сітку початок тужавіння нафтоцементного розчину становить 10 годин, а кінець тужавіння від 18 до 20 годин. Для цементного розчину, замішаного на водному розчині диетиленгліколю з вмістом води до 25 % (дегоцементного розчину), початок тужавіння досягає 24 години, а кінець тужавіння визначити практично неможливо так як у самій верхній частині конусу цементний розчин залишається в’язким протягом тривалого часу. Таким чином, при контакті дегоцементного розчину (ДЦР) з водою, внаслідок високої гігроскопічності гліколю та повної його розчинності у воді, відбувається поступове зниження концентрації гліколю в приконтактній зоні, що сприяє затвердінню цементного розчину в зоні контакту протягом доби. Поверхня цементних частинок у розчині гліколей стає гідрофобною, і вони не поглинають воду у всьому об'ємі розчину, на відміну від нафтоцементного розчину [ 58, 59, 64].

При додатковому розмішуванні ДЦР швидко набирає текучості і може прокачуватися цементувальним агрегатом протягом тривалого часу при зберіганні без контакту з водою чи вологим матеріалом. Для відновлення текучості розчину, при зберіганні більше 1 – 2 місяців, необхідно затратити додаткове зусилля для розмішування, однак розчин не затвердне на відміну від цементного розчину на водній основі.

Таким чином, цементний розчин на висококонцентрованому водному розчині гліколю якісно відрізняється від нафтоцементних розчинів. У результаті високої гігроскопічності гліколей при контакті цементного розчину, приготовленого на висококонцентрованому розчині гліколю, з водою або вологим тілом у приконтактній зоні відбувається швидке поглинання води, що спричиняє зниження концентрації гліколю в розчині і через деякий час на контакті відбувається утворення цементної кірки [10].

Таке поєднання властивостей водяних розчинів гліколей і цементних розчинів, замішаних на водних розчинах гліколей, використовують для приготування селективного тампонажного матеріалу, який можна використовувати для ізоляції пластових вод у газових свердловинах [64].

Проведені лабораторні дослідження і перші дослідно-промислові роботи з нагнітання дегоцементних розчинів в обводнені свердловини Передкарпаття стали основою для розроблення селективного тампонажного розчину, технологію застосування якого описано нижче.

На відміну від традиційних селективних тампонажних матеріалів дегоцементні розчини (ДЦР) викликають додаткові позитивні ефекти, а саме: закріпляють незцементовані обводнені піски і запобігають піскоутворенню; не тужавіють при контакті з газоносними "сухими" колекторами; не руйнують цементний камінь при затвердінні у зв'язку з відсутністю внутрішніх напруг; забезпечують необхідне регулювання термінів тужавіння від 1,5 годин до 10 діб; в їх складі немає дорогих дефіцитних матеріалів. При цьому технологічна схема тампонування дозволяє проводити водоізоляційні роботи в режимі неповного глушіння свердловини (що дуже важливо в умовах аномально-низького тиску) і без підйому на поверхню свердловинного обладнання, не потребує застосування дорогої техніки і значно знижує витрати часу на проведення робіт.

Установку цементних мостів в експлуатаційних газових і газоконденсатних свердловинах|щілинах| із застосуванням дегоцементного розчину можна проводити без їх глушіння, якщо насосно-компресорні труби (НКТ)| |перебувають| вище від інтервалу перфорації або на 3 – 5 м вище від покрівлі|покрівлю| пласта, що обводнюється [32, 64].

Роботи проводять у такій|такій| послідовності:

− після|потім| визначення місця припливу|припливу| пластової води і уточнення глибини наявного вибою, свердловину|щілину| зупиняють до відновлення статичного тиску|тиснення| на гирлі;

− через насосно-компресорні труби або в колтюбингову| трубу, спущену до вибою, в режимі неповного глушіння свердловини|щілини| нагнітають розрахункову кількість дегоцементного розчину для створення|створіння| в свердловині|щілині| дегоцементного екрану в інтервалі припливу|припливу| пластової води. Як буферну рідину використовують відпрацьовані нафтопродукти, конденсат з ПАР;

− для оцінювання висоти екрану, що утворився, і об'єму|обсягу| дегоцементного розчину, який поглинається, через 24 – 36 годин за допомогою скребкового дроту або геофізичного кабелю визначають глибину штучного вибою;

− якщо відбулося поглинання розчину, готують другу порцію дегоцементного розчину і повторно прокачують його до вибою для нарощування цементного екрану до проектної глибини. При створенні|створінні| водонепроникних екранів у відносно високопроникних породах, як правило, проводять|виробляють,справляють| нагнітання не менше двох або трьох порцій дегоцементного розчину на вибій свердловини|щілини|. Після|потім| нагнітання кожної порції дегоцементного розчину проводять|виробляють,справляють| вимір штучного вибою;

− залишають свердловину|щілину| на ОЗЦ|, тривалістю не менше 6 – 10 діб, залежно від величини депресії в працюючій свердловині;|щілині|

− після|потім| нетривалого відпрацювання|відроблянню| свердловини|щілини| на факел для видалення|віддалення| дегоцементного розчину з|із| продуктивної частини|частки| розкритого|розітнутого| пласта, свердловину|щілину| запускають у роботу на мінімально допустимому робочому режимі;

− через 7 – 10 діб проводять|виробляють,справляють| гідродинамічні дослідження для визначення ефективності водоізоляційних робіт і свердловину|щілину| запускають у роботу на оптимальному режимі, визначеному за результатами|за результатами| гідродинамічних досліджень;

− для підвищення ефективності водоізоляційних робіт перед нагнітанням дегоцементного розчину привибійну| зону свердловини|щілин| доцільно обробити гідрофобними розчинами на вуглеводневій основі з|із| добавками катіоноактивних ПАР (відпрацьовані нафтопродукти, нафта, розчин дорожнього бітуму і т. д.).

При селективній ізоляції припливу|припливу| пластової води певний об'єм|обсяг| дегоцементного розчину необхідно закачувати під тиском|тисненням| у всю розкриту|розітнуту| частину|частку| продуктивного пласта. Буферною рідиною для протискування| дегоцементного розчину в пласт є конденсат або інші вуглеводневі рідини з|із| добавками катіоноактивних ПАР. Якщо після|потім| закінчення нагнітання в пласт дегоцементного розчину в інтервалі перфорації залишається незначна його кількість, то у такому разі після|потім| ОЗЦ| проводять|виробляють,справляють| освоєння свердловини|щілини| без промивання|промивання| |щілини|.

Для збереження|зберігання| відносно|відносно| високих дебітів газових свердловин|щілин| після|потім| проведення водоізоляційних робіт, перед нагнітанням дегоцементного розчину в свердловину|щілину|, доцільно заздалегідь провести роботи з інтенсифікації припливу|припливу| флюїдів з|із| пласта (обробка кислотою, гідророзрив|, повторна перфорація і т.д.). Додатковий приплив|приплив| пластової води після|потім| інтенсифікації ліквідується в процесі проведення водоізоляційних робіт, а проведення робіт без глушіння свердловини|щілини| дозволить зберегти підвищення дебіту вуглеводневих флюїдів з|із| пласта.

Схему обв'язки устя свердловини при проведенні водоізоляційних робіт наведено на рис. 5.2.

1 – продуктивний пласт; 2 – свердловина; 3 – манометр; 4 – ємність з конденсатом і катіоноактивним ПАР; 5 – цементувальний агрегат;

6 – ємність з водою

Рисуноу 5. 2 – Схема обв’язки устя свердловини при проведенні водоізоляційних робіт

Перевагами запропонованої технології є:

– значне зниження витрат|затрати| на проведення водоізоляційних робіт без глушіння свердловин|щілин| і підйому НКТ;|

− виключення можливостей забруднення розкритого|розітнутого| продуктивного пласта желеподібними і твердими частинками|частками,часточками| в результаті|унаслідок,внаслідок| поглинання рідини глушіння, особливо при низькому поточному пластовому тиску|тисненні| в газових і газоконденсатних покладах, що розробляються;

− істотне|суттєво| зниження втрат газу, а також забруднення навколишнього середовища, пов'язані з відпрацюванням|відроблянням| свердловин|щілин| на факел для очищення ствола|ствола| свердловини|щілини| і привибійної| зони від рідини глушіння і блокуючих компонентів;

− водоізоляційні роботи в експлуатаційних свердловинах|щілинах|, як правило, проводяться|виробляються,справляються| після|потім| істотного|суттєвого| зниження робочих дебітів газу або газоконденсату. Тому поєднання інтенсифікації з|із| водоізоляційними роботами призведе до скорочення загального|спільного| часу простою свердловин|щілин| і сприятиме збереженню|зберіганню| високих робочих|робітників| дебітів газу або газоконденсату після|потім| виконання всього комплексу робіт;

− використання недефіцитних матеріалів, які широко використовуються, цементу і диетиленгліколю| для приготування селективного матеріалу для ізоляції пластових вод у газових і газоконденсатних свердловинах, що|щілинах| повинно сприяти активному впровадженню цих технологій на багатьох газових і газоконденсатних родовищах, особливо тих, які перебувають|перебувають| на останній стадії розроблення;

− можливість|спроможність| зміни в'язкості дегоцементних розчинів у широких межах, тривале збереження|зберігання| поточного стану за відсутності прямого контакту з|із| водою, висока|добра| адгезія з|із| металом і гірською|гірничою| породою дозволяють використовувати дегоцементні розчини також для закріплення слабкозцементованих порід і гравієвих фільтрів в експлуатаційних свердловинах|щілинах|.

Важливим завданням при проведені водоізоляційних робіт є нагнітання оптимального об'єму дегоцементного розчину. З цієї причини в свердловинах необхідно контролювати рівень дегоцементного розчину після ОЗЦ і, за необхідності, проводити повторне його нагнітання з наступним заміром глибини вибою. На основі аналізу геолого-промислових умов експлуатації газових і газоконденсатних родовищ Передкарпаття розроблена технологія ізоляції підошовних вод, яка впроваджується в газових свердловинах №№ 53, 59 – Летнянського, № 2 – Грушівського, № 1 – Кадобнянського, № 1 – Вишнянського газових родовищ Зовнішньої зони і в свердловині № 13 – Битків-Бабченського газоконденсатних родовищ Внутрішньої зони.

При підготовці до нагнітання дегоцементного розчину в свердловину № 2 Грушівського газового родовища нами проводились попередні лабораторні дослідження.

У лабораторних умовах проводилась подача струменю дегоцементного розчину протягом 30 хвилин у посудину висотою 1 м наполовину заповнену водою. Протягом кількох годин відбувалось осідання дегоцементного розчину на дно посудини із зменшенням його об'єму, що свідчить про те, що дегоцементний розчин мало вбирає в себе воду при його переміщенні у ній. Проведені дослідження підтвердили, що дегоцементний розчин внаслідок більшої його густини, ніж густина води, може переміщатися по стволу свердловини, заповненої водою, на значну відстань із створенням на вибої герметичної пробки.

Це забезпечило подачу дегоцементу на вибій свердловини № 2 – Грушів на значну віддаль по стволу свердловини, заповненої водою, і створення на вибої цементної пробки відповідної висоти.

Проведені лабораторні дослідження підтвердили утворення цементної кірки невеликої товщини на вибої свердловини, а також те, що деяка частина незатверділого дегоцементного розчину залишається високопроникною для газу. Це створює можливість при освоєнні свердловини через значний проміжок часу витіснити із газонасичених пор і тріщин незатверділий дегоцементний розчин. Одним з важливих чинників залишається велика проникність дегоцементного розчину в проникні породи і висока його адгезія з поверхнею пористого середовища. Лабораторні дослідження стосовно тонкошаруватих неоднорідних об’єктів, якими складені продуктивні газоносні пласти в більшості газових і газоконденсатних родовищ Передкарпаття показали, що у затиснених піщаних прошарках між прошарками глин газ завжди характеризується високою вологістю в результаті постійного витискання води в піщані прошарки глин. Тому застосування способу традиційного закачування цементного розчину на гліколевій основі позитивних результатів не дає, оскільки паралельно з цементуванням водонасичених прошарків цементуються частково і газоносні прошарки завдяки великій вологості газу. Це призводить до необхідності багаторазових повторних нагнітань гліколевого цементного розчину і до передчасного припинення роботи продуктивних об’єктів [59].

Це виявилось при проведенні робіт з ізоляції на Кадобнянській площі. За розробленою технологією для поліпшення селективності процесу цементування прошарків з водою в продуктивному об’єкті перед нагнітанням дегоцементного розчину проводять спочатку осушення газоносних прошарків шляхом нагнітання в об’єкт газоконденсату, який входить до газоносних прошарків і відтісняє в ньому вологий газ вглиб колектора. У водоносні прошарки газоконденсат не входить, оскільки його густина набагато менша, ніж густина пластових вод [58]. Газоконденсат, що нагнітається, входить в основному в газоносні прошарки, оскільки в цьому напрямку для його руху існує найменший опір. Після цього передбачається нагнітання в об’єкт цементного розчину на гліколевій основі, який заповнює привибійні зони прошарків, але тужавіє тільки в прошарках з водою. Газоносні прошарки, в які нагнітався газоконденсат, залишаються відкритими у зв’язку з повною відсутністю в них води. Після вказаного передбачається знову нагнітання в об’єкт газоконденсату для очищення привибійної зони газоносних прошарків і для активізації в них фільтраційних властивостей.

У зв’язку з вищенаведеним досягається головна мета, яка полягає в утворенні чіткого гідродинамічного зв’язку свердловини тільки з газоносними прошарками продуктивного об’єкта.

Було проведено ізоляцію підошовних вод дегоцементним розчином на свердловині № 53 – Летня. Дегоцементний розчин нагнітався в незаглушену експлуатаційну свердловину через НКТ. Із свердловини було велике винесення води, що призвело до зменшення дебіту в межах від 90 до 3 тис. м³/добу, водяний чинник при цьому становив 500 л/тис. м³, тиск на гирлі понизився до атмосферного і свердловина не продувалась на факел через протитиск води.

За результатами промислово-геофізичних досліджень в інтервалах 1541 – 1547 м, 1547 – 1551 м відмічено обводнені пласти з пониженою газонасиченістю, з яких можливий приплив пластової води у свердловину, поточний пластовий тиск дорівнював 6,48 МПа.

Для ліквідації припливу пластової води у свердловину проведено водоізоляційні роботи за такою технологічною схемою (див. рис. 5.2):

1) нагнітання в НКТ 300 л конденсату як буферної рідини;

2) нагнітання приготовленого дегоцементного розчину густиною 1550 кг/м³ об’ємом 1,4 м³;

3) повторне нагнітання в свердловину 850 л конденсату, після чого закрили свердловину для проведення геофізичних робіт з метою визначення глибини виявленого вибою свердловини. За результатами проведених геофізичних робіт вибій свердловини було виявлено на глибині 1557 м, що не відповідало проектній.

У зв’язку з цим для ліквідації визначеного припливу пластової води проведене повторне нагнітання 0,4 м³ дегоцементного розчину густиною 1520 кг/м³ з дотриманням послідовності вказаної вище технології.

Після відстою свердловини не менше як чотири доби проводили продування на факел для очищення насиченої частини пласта від залишків дегоцементного розчину.

Перед запуском свердловини в роботу тиск у затрубному просторі (Рзтр) становив 4,8 МПа, а на буфері свердловини (Рб) – 4,6 МПа. У процесі освоєння тиск на буфері змінювався в межах від 3,0 до 4,6 МПа, а у затрубному просторі – від 4,0 до 5,0 МПа, спостерігалося винесення конденсату із залишками дегоцементного розчину. Після ремонтних робіт свердловина введена в експлуатацію з робочим дебітом газу 30 – 40 тис. м³/добу з тиском на буфері – 4,4 МПа і у затрубному просторі – 4,8 МПа.

Одержані позитивні результати при застосуванні технології селективної ізоляції водоносних прошарків у тонкошаруватих піщаноглинистих газоносних товщах у свердловині № 2 – Грушів. Після обробки обводненого горизонту запропонованим способом в інтервалі 2300 – 2350 м (нижній сармат) вказана свердловина почала фонтанувати чистим газом дебітом понад 5 тис. м³/добу. На площі Битків – Пасічна з повністю обводненої свердловини № 13-Б після селективної ізоляції водоносних прошарків в інтервалах 2620 – 2545 м (манявська світа) і 2518 – 2488 м (вигодська світа), вказана свердловина припинила фонтанувати водою і з неї одержали приплив чистого газу, що свідчить про здійснення цементування на вибої тільки водоносних прошарків, а газоносні прошарки залишилися відкритими.

Таким чином, при проведенні водоізоляційних робіт із застосуванням гідрофобних розчинів у сукупності з дегоцементними розчинами не потрібно проводити глушіння свердловини для встановлення водонепроникного екрану на вибої. Водоізоляційним матеріалом перекривається тільки повністю обводнена частина розкритого пласта. Поряд з цим гідрофобізація рідкими вуглеводнями проникних порід у привибійній зоні, знижує їх фазову проникність для води, що в подальшому зменшує швидкість проникнення пластової води в газову частину розкритого в свердловині пласта. Таким чином, даний спосіб можна ефективно застосувати для ізоляції підошовних вод в газових і газоконденсатних свердловинах на родовищах Передкарпаття.

5.5. Відновлення проникності та закріплення привибійної зони тонкошаруватих газоносних пластів газових родовищ Передкарпаття

5.5.1. Закріплення привибійної зони газових свердловин розчинами поліетиленполіаміну

Складні геолого-промислові умови експлуатації свердловин, а саме: низькі пластові тиски, значне закупорення привибійних зон при розкритті пластів, наявність у колекторах глинистого матеріалу, запливання вибою і НКТ в’язкою піщано-глинистою сумішшю, що є наслідком руйнування привибійної зони газоносних горизонтів, призводять до постійного зниження продуктивності та періодичних ремонтів свердловин. Набухання глинистої речовини, яке викликане надходженням води в привибійну зону газоносного пласта, призводить до зниження його фільтраційних властивостей (проникності) внаслідок зменшення розмірів пор і каналів, які їх з’єднують, зростання значення капілярних сил, водної “блокади” мілких пор та ін., а також до зниження міцності самого цементу.

Так, наприклад, експлуатація свердловин Свидницького і Косівського родовищ супроводжується запливанням вибою і НКТ в’язкою піщано-глинистою сумішшю, що є наслідком руйнування привибійної зони газоносних горизонтів, і призводить до постійного зниження продуктивності та періодичних ремонтів свердловин.

Причиною руйнування привибійної зони газоносних пластів є набухання глинистої речовини присутньої у цементі колекторів, головним компонентом якої є високонабухаючий монтморилоніт.

На основі проведених лабораторних досліджень рекомендовано проводити обробку привибійних зон газоносних горизонтів у свердловинах Свидницького родовища 5 % розчинами поліетилен поліаміну (ПЕПА) в комбінації з 10 % розчином KOH або 5 % розчином CaCI₂, які максимально зменшують гідратацію глинистої речовини колекторів. Як показали дослідження, глиниста речовина при взаємодії з цими хімреагентами стає менш гідрофільною і міцнішою.

При виборі рецептури і об’ємів закачування робочого розчину для обробки рекомендовано дотримуватися таких вимог:

− об’єм робочого розчину (суміш 5 % розчину ПЕПА і 10 % розчину KOH) 0,5 м³ на 1 погонний метр перфорованого інтервалу при співвідношенні компонентів у суміші 1:1;

− загальну кількість робочого розчину для обробки розраховують залежно від ефективної (або перфорованої) товщини, відкритої пористості і необхідної глибини (радіуса) обробки зони пласта;

− об’єм буферного метанолу вибирають із співвідношення 0,5:1 від об’єму робочого розчину;

− при обробці в проміжку між метанольним буфером і робочим розчином необхідно створювати буфер із газоподібного азоту з розрахунку 0,5 м³ рідкого азоту на 10 м³ робочого розчину, а також проводиться аерація робочого розчину газоподібним азотом при ступені аерації 1:40.

Необхідно пам’ятати, що пластові тиски в газоносних горизонтах Свидницького родовища внаслідок тривалого розроблення значно знизились. Тому для успішного освоєння свердловин і найповнішого очищення привибійної зони від відредагованого робочого розчину необхідно в процесі обробки вводити в пласт додаткову енергію (буферний об’єм стисненого азоту, аерацію буферного метанолу і робочого розчину газоподібним азотом або сумішшю азоту і повітря). Для аерації метанолу і робочого розчину можна також використовувати твердий CO₂ (“сухий лід”). При аерації азотом використовується азотна установка АГУ-8К, а при аерації сумішшю повітря і азоту до нагнітальної лінії проводиться паралельне підключення азотної установки і компресора. Рецептуру і параметри закачування робочих розчинів при обробці привибійних зон газоносних горизонтів у свердловинах Свидницького родовища наведено в табл. 5.1.

Технологія оброблення привибійної зони газоносного пласта розчинами ПЕПА і KOH така [61]:

1) До початку оброблення провести газодинамічні дослідження, а також завезти на свердловину необхідне обладнання, засувки, вимірювальні прилади і матеріали.

2) Провести огляд фонтанної арматури і агрегатів.

3) Після обв’язки устя свердловини необхідним обладнанням (рис. 5.3) опресувати нагнітальну лінію тиском, який не перевищує тиск опресування експлуатаційної колони.

4) При закритому затрубному просторі через нагнітальну лінію і НКТ закачати в свердловину необхідний об’єм буферного метанолу.

5) Після закінчення подачі агрегатом буферного метанолу через нагнітальну лінію проводиться одночасна подача азоту в трубний і затрубний простір з метою продавлювання в пласт метанолу і створення стисненого газоподібного буфера, з розрахунку 0,5 м³ рідкого азоту на 8 – 10 м³ робочого розчину.

6) Закачавши в свердловину необхідний об’єм газоподібного азотного буфера, закінчують подачу азоту в затрубний простір і починають подачу в нагнітальну лінію газованого азотом і повітрям робочого розчину (суміш розчинів ПЕПА і KOH) для закачування його в пласт через НКТ.

7) Після закінчення закачування в нагнітальну лінію розрахованого об’єму робочого розчину подальше його продавлювання в пласт проводиться сумішшю азоту і повітря спочатку по НКТ, а потім затрубним простором. Кінцем продавлювання робочого розчину слід вважати момент вирівнювання тисків на трубному і затрубному просторах.

8) Закрити свердловину на дві години для проходження реакції.

9) Обв’язати затрубний простір з сепараційною установкою і освоїти свердловину на приплив газу за допомогою компресора і азотної установки.

10) Продукти реакції зібрати в цистерну і спалити.

11) Демонтувати нагнітальну і продувну лінії.

12) Після одержання припливу газу необхідно провести періодичні продувки свердловини до одержання «сухого» газу.

13) Запустити свердловину в експлуатацію і через 10 днів провести газодинамічні дослідження на продуктивність та визначення ефекту від обробки.

Таблиця 5. 1- Рецептура і параметри робочих розчинів, які закачуються при обробці привибійних зон газоносних горизонтів у свердловинах Свидницького родовища

№ сверд-ловини	Газо- носний горизонт	Рецептура робочого розчину	Об’єм закачування, м3		Тиск, МПа			Час, хв.
			буфер-ного метанолу	робо-чого розчину	закачу-вання буфер-ного мета-нолу	закачу-вання робочо-го роз-чину	продав-лювання робочо-го роз-чину	закачу-вання буфер-ного мета-нолу	закачу-вання робочо-го роз-чину	продав-лювання робочо-го роз-чину	реак-ції	осво-єння
С-30	VII	Суміш розчинів ПЕПА (5 %) і NaOH (5 %), аерована азотом і повітрям	4	8	1,7	1,7-1,8	1,6	20	40	60	120	140
С-8	V	- “ -	4	8	1,7	1,7-1,8	1,7	15	40	20	120	165
С-59	VIII-IX	- “ -	4	8	1,8	1,7-1,8	1,8	20	40	60	-	180
С-14	IV	- “ -	4	8	1,5	1,6-1,7	1,7	20	40	60	-	165

1 – продуктивний пласт; 2 – свердловина; 3– цистерна із технічною водою; 4 – 6 – насосні агрегати; 5 – цистерна із сумішшю розчинів поліетилен поліаміну і КОН; 7 – цистерна із метиловим спиртом; 8 – азотна установка;

9 – зворотний клапан; 10 – компресор; 11 – цистерна для збирання відходів

Рисунок 5.3 – Схема обв’язки устя свердловини при закріплені привибійної зони газоносних пластів поліетиленполіаміном на Свидницькому родовищі

Результати і техніко-економічна ефективність обробок привибійної зони розчинами ПЕПА в свердловинах Свидницького родовища наведено в табл. 5. 2.

Отже, технологія обробки привибійної зони газоносного пласта за даною рецептурою є ефективною і дає можливість збільшити дебіт свердловин на 31,8 %.

Таблиця 5.2 - Результати і техніко-економічна ефективність обробок привибійної зони розчинами поліетилен поліаміну в свердловинах Свидницького родовища

№ свердловини	Газоносний горизонт	Робочий дебіт, тис. м3/добу		Приріст дебіту
		до обробки	після обробки	тис. м3/добу	%
С-30	VII	10	11	1,0	10,0
С-8	V	7,4	13,3	5,9	79,7
С-59	VIII-IX	2,0	2,6	0,6	30,0
С-14	IV	5,9	6,4	0,5	8,4
У середньому на 1 свердловину		6,3	8,3	2,0	31,8