Анализ применения твердых и жидких ПАВ на скважинах Медвежьего ГКМ

Одним из основных осложнений при разработке месторождения Медвежье на этапе завершающей добычи газа является скопление жидкости в стволах скважин. Повышение гидравлических сопротивлений приводит к снижению депрессии на пласт и, вслед-ствии чего, снижению дебитов скважин, вплоть до их самоглушения.

Существует множество различных способов удаления жидкости из ствола скважины, но наиболее технологичным и простым в применении является использование жидких и твёрдых поверхностноактивных веществ (ПАВ). Однако, если применение жидких ПАВ, как в нашей стране, так и за рубежом широко апробировано, то использование твёрдых ПАВ ограничено отсутствием достаточного ассортимента ПАВ с требуемыми свойствами.

Необходимым условием эффективного удаления жидкости с помощью ПАВ является образование на забое скважины стабильной пены, представляющей собой дисперсные системы, состоящие из ячеек-пузырьков газа. Обычно газ рассматривается как дисперсная фаза, а жидкость – как непрерывная дисперсионная среда. Разделяющие пузырьки газа жидкие плёнки образуют непрерывный плёночный каркас, являющиеся основой пены.

В более или менее устойчивом состоянии концентрированные пены могут существовать только при наличии третьего компонента – стабилизатора пен или пенообразователя, который, адсорбируясь на поверхности раздела жидкость – газ уменьшает свободную поверхностную энергию системы и тем самым стремление к разрушению пен.

Прочность и продолжительность существования пены зависит от свойств плёночного каркаса, в свою очередь определяющегося количеством и природой присутствующего в системе пенообразователя, его поверхностной активностью и способностью образовывать вязкую аморфно-твёрдую плёнку. Сохранение прочности плёнок зависит от целого ряда факторов, например, вязкости и силы поверхностного натяжения жидкости на стенках пузырьков, присутствие в системе неорганических солей или других химических реагентов, температуры и множества других.

Следует отметить, что влияние каждого из вышеуказанных факторов на процесс пенообразования «чистых жидкостей» достаточно хорошо изучен. Однако, эти процессы в газоконденсатных скважинах значительно усложняются из-за наличия в них конденсата и пластовой воды различной минерализации.

Высокая минерализация и химический состав пластовых вод резко снижают пенообразующие способности ПАВ. Поэтому для разработки эффективного состава ПАВ и технологии получения пенообразующих составов для условий месторождения Медвежье необходимо проведение ряда лабораторных исследований.

По состоянию на 01.01.2014 г. на Медвежьем месторождении с целью интенсификации добычи газа применяются три вида технологий удаления жидкости из скважины с применением ПАВ:

• -    обработка забоев скважин твёрдыми ПАВ;

• -    обработка ПЗП жидким ПАВ;

• -    обработка ПЗП жидким ПАВ с последующей продавкой в пласт метанола.

При обработке забоев скважин твёрдыми ПАВ применяется пенообразователь «КОСТ-2», качественные показатели которого представлены в табл. 1.

Таблица 1

Качественные показатели пенообразователя «КОСТ-2»

Технология обработки забоев скважин твёрдыми ПАВ заключается в следующем: перед обработкой скважина отрабатывается на «факел» и останавливается, в скважину сбрасывается необходимое количество (определено опытным путём 5 шт.) шашек и скважина пускается в работу. Средний эффект от обработки твёрдыми ПАВ составляет 10 сут.

При обработке ПЗП жидкими ПАВ применяется 2% р-р ПАВ «Морпен» табл. 2 на основе CaCl2.

Таблица 2

Качественные показатели пенообразователя «Морпен»

Технология обработки ПЗП скважины жидким ПАВ заключается в следующем: скважина отрабатывается на «факел» и останавливается, закачивается и продавливается в пласт с применением компрессора 2 м3 раствора ПАВ, затем скважина отрабатывается на «факел» в течение 12 ч и пускается в работу.

Технология обработки ПЗП скважины жидким ПАВ с последующей продавкой в пласт метанола заключается в следующем: скважина отрабатывается на «факел» и останавливается, закачивается и продавливается в пласт с применением компрессора 2 м3 р-ра ПАВ, затем скважина отрабатывается на «факел» в течение 12 ч, после чего в скважину закачивается и продавливается в пласт от 3 до 5 м3 метанола и скважина пускается в работу. Средний эффект от обработки жидкими ПАВ составляет 105 дней.

В 2015 г. на скважинах месторождения Медвежье произведено 24 операции по технологии обработки забоев скважин твёрдыми ПАВ, 43 – по технологии обработки ПЗП жидким ПАВ и 21 – по технологии обработки ПЗП жидким ПАВ с последующей продав-кой в пласт метанола.

Объём дополнительной добычи газа от применения ПАВ, при отсутствии приборного учёта добываемой скважиной газа и методик расчёта не представляется возможным. Экономический эффект от применения ПАВ в данных условиях можно оценить лишь по сокращению числа продувок и увеличению периода стабильной работы скважины.