5.5.2. Обмеження припливу пластових вод у привибійну зону свердловин за допомогою нафтової емульсії, створеної в акустичному полі

Для збільшення темпів відбору вуглеводнів та повнішого їх вилучення з продуктивних пластів на родовищах Передкарпаття застосовується широкий спектр технологій з інтенсифікації їх видобування. Проблемою збереження природних колекторських властивостей пластів та інтенсифікації видобування вуглеводнів на Передкарпатті займалось багато відомих учених: В. С. Бойко, Р. М. Кондрат, О. Р. Кондрат, М. А. Мислюк, В. І. Романюк, М. І. Рудий, О. О. Орлов, Р. С. Яремійчук, В. В. Говдун. Вони запропонували багато методів створення гідроізолюючих екранів, що передбачають нагнітання в свердловину емульсій, пін, колоїдних розчинів, милонафти, метааклідових і поліакрилових смол різних полімерів і т.д. Однак, зазначені реагенти дорогі та недостатньо ефективні, і тому не завжди знаходять широке застосування в газовидобувній промисловості. Таким чином, питання закріплення і обмеження припливу пластової води до вибою свердловини залишається актуальною проблемою у даний час.

Аналіз зарубіжного досвіду [29] застосування технологій інтенсифікації видобування показав, що основна увага приділяється якості виконання робіт, чіткому обґрунтуванню критерію вибору свердловин для виконання тієї чи іншої технологічної обробки, збільшенню технологічної ефективності та зменшенню кількості проведених свердловино-операцій.

Експлуатація свердловин Косівського, Свидницького газових родовищ Передкарпаття супроводжуються запливанням вибою і насосно-компресорних труб в’язкою піщано-глинистою сумішшю, що є наслідком руйнування привибійної зони газоносних горизонтів і призводить до постійного зниження продуктивності і періодичних ремонтів свердловини.

Як вказувалось в роботі [61], причиною руйнування привибійних зон газоносних пластів є набухання глинистої речовини цементу колекторів, головним компонентом якого є високонабухаючий монтморилоніт. Набухання глинистої речовини, яке викликане надходженням води у привибійну зону газоносного пласта, призводить до зниження його фільтраційних властивостей — (проникності) внаслідок зменшення розмірів пор і каналів, що їх з’єднують, зро­стання ролі капілярних сил, водна “блокада ” мілких пор та ін., а також до зниження міцності самого цементу.

Для запобігання зазначених проблем необхідно постійно проводити відновлення природних властивостей колекторів і закріплення привибійної зони газоносних пластів. Від ефективності проведених робіт залежить продуктивність свердловин і ступінь вилучення вуглеводнів у процесі розроблення родовищ. Незважаючи на цілий ряд робіт з інтенсифікації видобування вуглеводнів, проблема закріплення привибійної зони продуктивних пластів при запливанні вибою свердловин в’язкою піщано-глинистою сумішшю і обмеження припливу пластової води до вибою свердловини залишається невирішеною.

Для збільшення ефективності ремонтно-ізоляційних робіт з обмеження припливу пластових вод у привибійну зону пласта Косівського родовища проведено дослідження зі створення нафтових емульсій в акустичному полі. Схема обв’язки устя свердловини при проведенні емульсійної обробки привибійної зони Косівського родовища зображена на рис. 5.4 [3].

1– продуктивний пласт; 2 – свердловина; 3 – ультразвуковий генератор; 4 – ємність з нафтою; 5 – цементувальний агрегат;

6 – ємність з водою

Рисунок 5.4 – Схема обв’язки устя свердловини для проведення емульсійної обробки

Одержані емульсійні розчини в акустичному полі з глобулами, які мають розміри від 0,1 мкм до 0,9 мкм. Ці емульсії є стабільними і не потребують використання поверхнево-активних речовин (ПАР). Енергія для утворення емульсій в акустичному полі менша, ніж при одержанні її звичайним способом.

Для одержання водонафтових емульсій використовували установку, схема якої зображена на рис. 5.5 [3]. Після подавання азоту із балону 1 нафта (ємність 3) і вода (ємність 2) проходять крізь ультразвуковий генератор (УЗГ) – 5, потрапляють у зливну ємність 8, після чого вимірюється стійкість емульсії. Дослідження проводились за різних діаметрів прохідного перерізу УЗГ, які змінювалися з допомогою роз’єднувачів потоків 6. Частота резонансних коливань у ході проведення дослідження для різних роз’єднувачів потоків складала 15 – 29 кГц [3, 4, 48].

1 – балон з газом; 2, 3 – ємності з досліджуваними рідинами;

4 – ємність для попереднього змішування; 5 – корпус ультразвукового генератора; 6 – розділювачі потоку; 7 – вихрові камери; 8 – зливна ємність

Рисунок 5.5 – Схема експериментальної установки при багаторазовому змішуванні

Як ультразвуковий випромінювач пропонується використати ультразвуковий генератор (рис. 5.6). За принципом дії запропонований УЗГ відноситься до гідродинамічних, в яких енергія рідини, що протискується крізь нього, переходить в енергію акустичних коливань. Потік гетерогенної рідкої суміші, рухаючись основним каналом 1, розділяється гострими краями 5 на два потоки і відкидається на стінки вихрових циліндричних камер 6, в яких під дією вихрових і відцентрових сил відбувається прискорений рух рідинного потоку. Внаслідок періодичного обходу рідини циліндричними камерами весь потік рідини, що рухається, піддається багаторазовому змішуванню.

1 – вхід основного каналу; 2 – корпус; 3 – тупі краї; 4 – вихід основного каналу; 5 – гострі краї; 6 – вихрова камера

Рисунок 5.6 – Схема ультразвукового генератора

Під час руху основним каналом конусоподібної форми, на потік рідини діють сили стискування і прискорення. При досягненні потоком тупих країв вихрових камер 3, де площа поперечного перерізу УЗГ збільшується, відбувається розрив рідинного потоку в результаті перепаду тиску в основному каналі і вихрових камерах. Відцентрові та вихрові сили у вихрових камерах і сили розриву рідинного потоку потрапляють у конусоподібний канал виходу з УЗГ 4. У вихрових камерах ультразвукового генератора виникає кавітаційна область, яка пов’язана з проходженням інтенсивної звукової хвилі. Таким чином, у результаті кавітації утворюється емульсійна суміш, яка легко проникає в пори пласта і довго в них зберігається, не випадаючи в осад [2, 3, 49, 61, 66].

У результаті проведених досліджень були одержані емульсії різної стійкості (рис. 5.7).

Рисунок 5.7 – Експериментальна залежність фізичних властивостей водонафтових емульсій, утворених в ультразвуковому полі

З першої серії графіків, зображених на рис. 5.7, видно, що стійкість емульсії залежить не тільки від об’ємного співвідношення нафти і води, але і від тиску протискування потоку рідини крізь діаметр УЗГ відповідної величини. У свою чергу, тиск протискування і величина отвору безпосередньо впливають на частоту резонансних коливань. За другою серією кривих можна обчислити час існування емульсії. Цей параметр особливо важливий для глибокого проникнення емульсії у привибійну зону пласта. Важливе значення під час руху рідини мають електричні і молекулярні сили, а також сили тертя. Порова поверхня привибійної зони пласта-колектора дуже неоднорідна. Окремі ділянки поверхні пласта заряджені в більшості позитивно, а інші – негативно. Відповідно, окремі ділянки поверхні добре змочуються рідиною, інші – погано. Рух рідини по такій поверхні потребує додаткових енергетичних витрат. Часто ці витрати можуть доповнюватись завдяки пружній енергії при зміщенні рідини під час коливання. У цьому випадку неоднакові коливні зміщення можуть допомогти рухові гідравлічного потоку. Для цього необхідно, щоб були порівняними за величиною амплітуда зміщення і характерний розмір неоднорідності [29]. Забезпечити таке зміщення може акустичне поле порівняно невеликої інтенсивності ( близько 10 кВт/м²). Вплив акустичного поля на рух рідини при зміні змочуваності локальних ділянок порової поверхні тісно пов’язаний з гістерезисом змочуваності. Він особливо важливий при контакті різних рідин у порових каналах і проявляється в тому, що кут наступу меніска більший від кута його відступу. Таке явище пояснюється тим, що під час руху меніска (або однорідної рідини) тверда поверхня встигає змочуватись рідиною. Рух у зворотному напрямку відбувається вже змоченою поверхнею. В акустичному полі меніск коливається, і в результаті гістерезису змочування поверхня перед меніском є уже змочена рідиною, що рухається.

Як бачимо, в ультразвуковому полі відбувається глибоке проникнення рідини в пористе середовище пласта. Дослідження поведінки води під дією акустичного поля, проведені О. Л. Кузнєцовим і С. А. Єфімовим, вказали на збільшення висоти і зменшення швидкості її підняття в скляному капілярі.

Рух рідини капіляром відбувається за наявності кавітації в рідині безпосередньо під капіляром. Імпульс тиску, який виникає під час стискання каверни, змушує рідину підійматися вище. Швидкість і висота підіймання рідини залежить від сили гідравлічного удару при стискуванні, в’язкості рідини і сили тертя зі стінками капіляру, а також від поверхневого натягу на межі розділу середовища, у капілярі та форми його кінця.

Збільшення звукового тиску призводить до розвитку акустичних потоків, які виносять кавітаційну порожнину з-під капіляру. Тому за великого звукового тиску (понад 1 ÷ 1,6 МПа) підіймання рідини під дією ультразвуку не відбувається.

Численні дослідження О. Л. Кузнєцова і С. А. Єфімова [29] з фільтрації рідини в акустичному полі проведені на моделях пористих середовищ. Вчені спостерігали збільшення швидкості фільтрації води або нафти крізь пісковик за інтенсивності акустичного поля в декілька кіловат на 1 м² залежно від температури. Значне збільшення швидкості фільтрації (у 18 раз) можна пояснити раціональним тиском і акустичним полем при нагріванні пористого середовища пласта, в якому рух не міг описуватись законом Пуайзеля.

Збільшення швидкості фільтрації могло спричинятися кавітацією в об’ємі рідини між пластом-колектором і випромінювачем, тобто звуковим ефектом. Тиск, який створюється кавітаційною камерою при стискуванні, може досягати десятків МПа. Створений тиск достатній для протискування великої кількості рідини в пори пласта і багаторазового збільшення в його проникних властивостей.

Таке явище спостерігалось у ході проведення азото-спирто-солянокислотних обробок (АССКО) на свердловинах № 166, 185 Дашавського підземного сховища газу (ПСГ). Ультразвуковий генератор підключався до лінії нагнітання рідини з поверхні. Таким чином, внаслідок дії вказаних чинників відбулося збільшення проникної властивості рідини, покращилась обробка привибійної зони пласта-колектора, особливо в його слабкопроникних прошарках. Внаслідок цього одержано значний приріст дебіту газу при АССКО з УЗГ. Дебіт газу збільшувався на 382 – 392 % від його попереднього значення [47].

Отже, величина підвищення коефіцієнта проникності гірських порід під дією акустичного поля залежить від початкової проникності: чим вона нижча, тим більший ефект. Коефіцієнт проникності під дією акустичного поля може зростати в декілька разів.

У разі підвищення градієнта тиску (∆р 5 ÷ 25 МПа/м) ефективність акустичної дії в неперервному режимі знижується. За однакових інтенсивностей поля коефіцієнти проникності (К_пр) у процесі акустичної обробки в імпульсивному режимі в декілька разів більші, ніж у неперервному режимі.

Результати досліджень свідчать, що ефективність дії акустичного поля на проникність породи зі збільшенням температури знижуються. Так, коефіцієнт відновлення проникності знижується з 12 ÷ 18 раз за температури 20 ^оС до 3,5 ÷ 10 раз за температури 60 ^оС. Істотне збільшення проникності одержано за обробки зразків в імпульсному режимі (частота посилок – 1 ÷ 3 кГц). Для акустичної дії інтенсивністю 3 Вт/м² оптимальними є величини градієнтів тиску, що дорівнюють декілька десятків МПа на 1 м [29].

Дія акустичного поля одночасно з постійним електричним дає можливість збільшити ефективність обробки привибійної зони пласта в декілька разів.

Таким чином, в акустичному полі середніх і великих інтенсивностей (понад 10 КВт/м²⁾, у кілогерцовому діапазоні частот спостерігається збільшення проникності насичених пористих середовищ, що пов’язані з інтенсифікацією масопереносу. За наявності в рідині бульбашок газу відповідне значення в такому масопереносі, очевидно, можуть мати мікропотоки, що виникають у малих пульсуючих бульбашках [3].

Проведені мікроскопічні дослідження нафтових емульсій вказали на значне диспергування нафти (радіус бульбашок становив 0,2÷0,9 мкм) при прокачуванні крізь УЗГ. Це уможливлює використання ультразвукових генераторів для утворення тонкодисперсних гетерогенних нафтоемульсійних систем з подальшим їх закачуванням в слабкопроникні тонкошаруваті пласти-колектори, в яких глиниста речовина випливає в ствол свердловини (Косівське, Свидницьке родовище) з метою її гідрофобізації і закріплення привибійної зони пласта-колектора, скріпленого глинистим цементом.

5.5.3. Винесення рідини з обводнених газових свердловин спінювальними поверхнево-активними речовинами

Доведено [26], що умови винесення рідини із свердловини залежать від кількості рідини, що надходить в свердловину, швидкості висхідного газового потоку, тиску і температури в кожній точці газорідинного потоку, фізико-хімічних властивостей флюїдів і т.д. Вказані чинники частково об’єднують модифіковані параметри Фруда, характерні для газового і рідинного потоків (Fr_г, Fr_р), які визначають за формулами:

Fr_г = (5.6)

Fr_р = (5.7)

Умовою стійкого винесення рідини при мінімальних втратах пластової енергії та забезпеченні максимальної продуктивності свердловини є:

Fr_г ≥ 19 ·10⁶(Fr_гр)^0,05 (5.8)

Звідси мінімально необхідний дебіт газу для виносу рідини із свердловини визначається з виразу:

q_гmin ≥ 2645 , (5.9)

де – приведена швидкість газового потоку, м/с;

g – прискорення сили тяжіння, м/с²;

d – діаметр НКТ, м;

ρ_г – густина газу, кг/м^3;

ρ_р – густина рідини, кг/м^3;

– приведена швидкість рідини, м/с;

q_гmin – мінімально необхідний дебіт свердловини, тис. м³/добу;

Q_р – дебіт рідини, м³/добу;

P – тиск біля башмака НКТ, МПа;

Т – температура біля башмака НКТ, К;

Z – коефіцієнт стисливості газу.

З метою полегшення розрахунків з визначення мінімально необхідного дебіту свердловини, яка обводнюється, побудовані характерні залежності дебіту рідини від модифікованого параметру Фруда для різних діаметрів НКТ. Результати розрахунків подано на рис. 5.8.

1- Д_у = 89 мм; 2 - Д_у = 73 мм; 3 - Д_у = 60 мм; 4 - Д_у = 48 мм;

Рисунок 5.8 – Залежність дебіту рідини свердловини від величини модифікованого параметру Фруда газового потоку, при яких забезпечується стійке винесення рідини та мінімум втрат тиску в НКТ

Якщо Fr_г ≥ 19 ·10⁶(Fr_гр)^0,05, дебіт газу (q_г) q_г ≥ q_гmin, то рідина в стволі свердловини відсутня, але можливі значні втрати пластової енергії в НКТ. Тому в багатьох випадках необхідно збільшити діаметр НКТ, або експлуатувати свердловину одночасно НКТ і затрубному просторі. У цьому разі експлуатація свердловини забезпечить мінімальні втрати тиску в НКТ і її режим встановлюється за допомогою графіку, зображеного на рис. 5.9.

Рисунок 5.9 – Залежність безрозмірних втрат тиску у вертикальному висхідному газорідинному потоці від модифікованих параметрів Фруда газового і рідинного потоків

Однак, можливість переводу свердловини на експлуатацію НКТ і затрубним простором повинна визначатись індивідуально в кожному випадку з врахуванням рекомендацій, вказаних у роботі [6].

Якщо q_г < q_гmin, то необхідно використовувати методи інтенсифікації виносу рідини із свердловини. Одним із ефективних способів видалення рідини з вибою є використання поверхнево-активних речовин (ПАР) – піноутворювачів. Потрапляючи в рідину, ПАР розчиняється в ній і під час змішування з газом утворює піну, що легко виноситься на поверхню потоком газу. Відомо, що ефективність видалення рідини залежить від типу ПАР, вибійної рідини та газу, що барботує. Зростання мінералізації пластової води, зокрема, вмісту в ній солей кальцію та магнію, збільшення пластової температури і наявність в системі вуглеводневого конденсату негативно впливає на процес піноутворення. Для обводнених газових свердловин вибирають тип піноутворювача, спосіб введення його у свердловину й оптимальну концентрацію у спінювальній рідині. У даний час на газоконденсатних родовищах для спінювання свердловинної продукції застосовують такі ПАР: сольпен 10Т, савінол, сульфанол.

Результати досліджень показали [65], що сульфанол працює для системи “пластова вода – конденсат” з вмістом конденсату до 10 %, савінол – ефективний для спінювання мінералізованої води з вмістом солей до 50 г/л та невеликої кількості конденсату. Проте більшість свердловин, що глушаться, виносять пластову воду в концентрації мінеральних солей від 50 до 250 г/л, що обмежує використання даних ПАР.

Сольпен 10Т працює при збільшенні відсоткової кількості ПАР з 1 % до 4 % у системі “конденсат – мінералізована вода” до 40 % конденсату. Проте даний ПАР не забезпечує розділення винесеної рідини на конденсат і воду, оскільки умовою спінення суміші вода-конденсат неіногенними ПАР, що входять до складу сольпен 10Т, є утворення стійкої емульсії.

Проблема створення технології винесення свердловинної рідини з високим вмістом конденсату, що забезпечувала б його видалення та відділення, тривалий час залишалась відкритою. Для її вирішення запропоновано використання конденсатоспінюючої ПАР – піноутворювач “Реагент для піни РП-1К” (ТУ 24.6-33289875-002). Даний реагент дослідили в ГПУ “Полтавагазвидобування”. Проведені дослідження вказують на ефективність РП-1К для спінювання сумішей, що містять понад 50 % вуглеводневої фази, утворена піна ділиться з видаленням вуглеводнів. Результати вказують на те, що ефективною концентрацією для спінювання конденсату є 2 – 4 % РП-1К. За наявності вуглеводнів і пластової води РП-1К спінює вуглеводні, сприяє частковому емульгуванню пластової води і вуглеводнів, що забезпечує винесення води без утворення стійкої емульсії.

Піноутворювач РП-1К, що призначений для спінювання нафтогазоконденсатних сумішей, представляє собою вуглеводневий розчин поліметилсилоксанів та інших додатків. Технологія видалення вуглеводнів з привибійної зони та стволу свердловини за допомогою РП-1К не відрізняється від відомих, подача реагенту у привибійну зону пласта або ствол свердловини здійснюється за допомогою ЦА або інгібіторопроводу. Реагент РП-1К розроблений для нестабільно працюючих свердловин з високим конденсатним чинником, де інші піноутворювачі не працюють з винесенням конденсату. РП-1К після спінення вуглеводнів легко розділяється на поверхні з конденсатом.

Реагент РП-1К випробувано на свердловинах з високим потенційним вмістом конденсату Скоробагатівського, Юльївського, Карайкозівського та Хрестищенського родовищ [6].

Отримані результати при використанні реагенту РП-1К свідчать про високу його ефективність із видалення конденсату зі стволу свердловини та привибійної зони пласта на свердловинах, що працюють в умовах самоглушіння рідиною (зростання тиску). При видаленні вуглеводнів РП-1К утворює плівку на поверхні НКТ та шлейфів, що призупиняє корозію (зменшення Fe² з 180 мг/л до 100 мг/л, Fe³ з 5,5 мг/л до 2,6 мг/л) та випадання асфальтеносмолопарафінових речовин.

Для забезпечення повного винесення рідини зі свердловини пропонують таку технологію винесення свердловинної рідини з високим вмістом конденсату:

− проводять вимірювання рідини, що накопичується на вибої свердловини;

− у свердловину вводять конденсатоспінюючу ПАР РП-1К у кількості, що забезпечить спінювання та винесення основної кількості конденсату (у кількості РП-1К не більше 4 % в перерахунку на загальну кількість рідини в свердловині);

− після винесення конденсату, який спінений РП-1К, ввести в свердловину через затрубний простір РП-1К у кількості 1 – 2 % у перерахунку на об’єм пластової води в свердловині, що повинно забезпечити винесення залишків пластової води та конденсату.

Застосування даної технології має ряд переваг над способами винесення свердловинної рідини, що застосовують у даний час, а саме:

− забезпечує очищення вибою свердловини, що самоглушиться рідиною з вмістом конденсату понад 50 %, що збільшить видобування газу на цих свердловинах;

− призупиняє корозію та випадання асфальтено-смолопарафінових речовин;

− будуть скорочені витрати на утилізацію винесеної рідини (утилізуватимуть не емульсію, а тільки воду).

Для видалення води з вибою газових і газоконденсатних свердловин Передкарпаття можна застосовувати наступні методи:

− ліфтові стаціонарні диспергатори при Fr_г ≥ 0,8;

− рухомі диспергатори при Fr_г ≥ 0,6;

− спільне застосування методу введення піноутворюючих ПАР і стаціонарних і рухомих диспергуючих пристроїв при Fr_г >5 (де Fr_г = );

− застосування методу введення піноутворювальних ПАР у висхідний газорідинний потік, при q_г < q_гmin;

− спільне застосування піноутворювальних і солеутворювальних ПАР при q_г < Δ w.

Вибір схеми введення ПАР в газорідинний потік свердловин, які обводнюються, визначається термобаричними умовами протікання газорідинних потоків у привибійних зонах та гідродинамічними умовами піноутворення.

Таким чином:

1) при Fr_г ≈ 5 доцільним є збільшення перерізу каналу висхідного руху газорідинного потоку з метою збільшення кратності піни. Це досягається переводом роботи свердловини затрубним простором, а НКТ використовуються як контейнер для зберігання і дозування ПАР;

2) при Fr_г < 5 доцільне спільне застосування піноутворюючих та стабілізуючих ПАР (наприклад, РП-1К, сольпен 10Т та інших) або спільне застосування плунжерного ліфта з вводом ПАР у газорідинний потік.

Крім цього, при q_г < Δw, слід застосовувати технологію постійної подачі інгібіторів солевідкладень і піноутворюючих ПАР у вигляді низькоконцентрованих водних розчинів.

Було проведено випробовування піноутворювачів на свердловинах Пасічнянського газового промислу, результати якого наведено в табл. 5.3.

Таблиця 5.3 - Результати випробовування піноутворювачів на свердловинах Львівського відділення ГПУ “Полтавагазвидобування” (Пасічнянський газовий промисел)

№ сверд-ловини	Кіль-кість ПАР, кг/200л води	До нагнітання			Після нагнітання					Термін дії, в добах
		Ртр/Рзтр , МПа		Q, тис. м3/д	Ртр/Рзтр , МПа			Q, тис. м3/д
1	2	3		4	5			6		7
Рена
8 Битків	20		1/2,5	8 1/1,5			12			10
304 Битків	20	1,1/2,2		20		1/1,5	25		20
31 Битків	20	1,1/2,5		20		1,1/1,6	30		20
Стінол
8 Битків	20	1/2,5		10		1/1,5	12		7
304 Битків	20	1,1/2,2		20		1/1,6	25		15
31 Битків	20	1,1/2,5		20		1,1/1,6	30		15
40 Битків	20	1,4/2,8		15		1,4/1,8	25		10
45 Битків	20	1,7/3		22		1,7/2,1	45		25
РП-1
8 Битків	20	1/2,5		10		1/1,5	12		9
304 Битків	20	1,1/2,2		20		1/1,5	25		20
31 Битків	20	1,1/2,5		20		1,1/1,6	30		20
40 Битків	20	1,4/2,8		15		1,4/1,8	25		15
45 Битків	20	1,7/3		22		1,7/2,1	45		30
Сульфанол
8 Битків	20	1/2,5		10		1/1,6	12		5
304 Битків	20	1,1/2,2		20		1/1,6	25		10
31 Битків	20	1,1/2,5		20		1,1/1,6	25		10
40 Битків	20	1,4/2,8		15		1,4/1,8	25		7
45 Битків	20	1,7/2,9		22		1,7/2,2	40		20

Продовження таблиці 5.3

1	2	3	4	5	6	7
Сольпен 10Т
8 Битків	20	1/2,5	10	1/1,5	12	7
304 Битків	20	1,1/2,2	20	1/1,5	25	20
31 Битків	20	1,1/2,5	20	1,1/1,6	30	15
40 Битків	20	1,4/2,8	15	1,4/1,8	25	15
45 Битків	20	1,7/3	22	1,7/2,1	45	30

Отже, використовуючи вказану вище методику, проведено аналіз роботи газових і газоконденсатних родовищ Передкарпаття і видані рекомендації з оптимізації їх роботи. Рекомендації враховують геолого-промислові умови експлуатації свердловин, колекторські властивості привибійної зони, технічні можливості газовидобувних підприємств, особливості глибинного обладнання, техніко-економічні показники апробованих методів видалення води із свердловини, які базуються на результатах дослідницьких робіт.

Проведений аналіз геолого-промислових умов роботи свердловин Передкарпаття показав, що доцільно використовувати такі заходи, спрямовані на збільшення їх видобувних можливостей (рис. 5.10) [65]:

− нагнітання прісної води з інгібіторами солевідкладень ПАР у затрубний простір свердловин з метою попередження солеутворення;

− проведення промислово-геофізичних досліджень свердловин з метою уточнення положення в продуктивному розрізі газонасичених, газовіддавальних та обводнених пропластків, де необхідно проводити ізоляційні роботи;

− ізоляція водоносних прошарків від газоносних у продуктивному пласті в результаті нагнітання в пласт цементного розчину на водній основі діетиленгліколю (дегоцементний розчин );

− обмеження припливу пластових вод у привибійну зону свердловини за допомогою нафтової емульсії, створеної в акустичному полі;

− закріплення привибійної зони газоносних свердловин розчинами поліетиленполіаміну (ПЕПА);

− винесення рідини з обводнених свердловин спінюючими поверхнево-активними речовинами;

Геологічні чинники ускладнень при експлуатації газових і газоконденсатних свердловин Передкарпаття

Підтягування підошовної води до вибою при певній депресії на пласт

Рисунок 5.10 − Методи боротьби з ускладненнями при експлуатації газових і газоконденсатних свердловин Передкарпаття

− для повного винесення рідини із свердловини з високим вмістом конденсату пропонується використовувати піноутворювач РП-1К.