Способ эксплуатации газовых скважин

Способ эксплуатации газовых скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Союз Соввтсних

Соцнвлистичвскмх

Республик

О П И С А H И Е ()973800

ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт. свид-ву (53)NL, Кл. (22) Заявлено 06.05.81 (21) 3286461/22-03 б с присоединением заявки №

E 21 В 4 3/0(Ркударетвкнный каинтет

СССР но делам нзебретеннй н открьпнй (23) Приоритет

Опубликовано 15.11.82. Бюллетень № 42

Дата опубликования описания 15,11.82 (53) УДК622,279 (088.8 ) И. Халисматов, А.А. Александров, З.С. Ибрагимов,-

Ю.Н. Соколов, В.А. Александров и A. Садыков (72) Авторы изобретения

1

1

Ташкентский ордена Дружбы Народов политехнический институт им. Абу Райхона Беруни (71) Заявитель (54) СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к способам эксплуатации газовых скважин, содержаших сероводород.

Известен способ эксплуатации газовых скважин, включаюший непрерывную доэи5 ровку ингибитора с предшествуюшими ударной или оптимальной дозами. При этом обработку осушествляют путем закачки заранее приготовленного раствора ингибитора в насосно-компрессорные трубы через межтрубное пространство 11).

Недостатком этого способа является неравномерная п одача и нги биру юшего аге нта на забой, в результате чего происходит скопление иигибитора на забое. Скопление ингибитора на забое происходит и во время остановки скважины, Накопившийся таким образом столб ингибируюшей жидкости ухудшает производитель- рц ность скважины.

Наиболее близок к изобретению спо1 соб эксплуатации газовых скважин, включающий закачку ингибируюшей жидкости с последуюшим отбором сероводородсодержашего газа.

В этом случае все подземное и наземное оборудование подвергается сначала действию повышенных концентраций ингибитора и лишь затем- остаточной и постепенно уменьшаюшейся его концентрации в добываюшем флюиде до тех пор, пока не потребуется новая закачка ингибитора в пласт.

Применение данного способа в газодобыва ющей промышленности устраняет недостаток скопления ингибируюшей жидкости на забоях газовой скважины 2).

Однако в резуль тате нарушен ия термодинамического равновесия, возникаюшего при закачке в пласт полярной ингибируюшей жидкости, на поверхностях трешинных каналов образуются коллоидиэированные адсорбционные слои, сужаюшие проходное сечение этих трешин и уменьшаюшие проницаемость прискважинной зоны. Применение такого способа зашиты

18,5

19,2

19,4

20,3

20,5

23,0

30,1

28,7

21,1

18,6

20,9

21,6 г5 1

29,0

34,3

3 97380 возможно лишь для продуктивных горизонтов, имеющих высокие коллекторские свойства, т.е. проницаемость выше 50мД, 11ель. изобретения — повышение эффективности способа за счет возможности со- хранения коллекторских свойств прискважинной эоны газового пласта.

Поставленная цель достигается тем, что ингибирующую жидкость предварительно деполяриэуют в переменном электри- 10 ческом поле напряженностью 5-26 кВ/см.

Кроме того, деполяризацию ингибирующей жидкости ведут при числах Рейнольдса от 4000 до 5000.

Сущность предлагаемого способа заклю-)5 чается в исключении влияния. на проницаемость прискважинной эоны полярных углеводородных жидкостей,. в которых растворяют ингибитор. Они значительно уменьшают проницаемость прискважинной зоны . ур вследствие образования на поверхностях фильтрационных каналов коллоидизирован ных адсорбционных слоев. Это касается всех ингибируюших жидкостей, .так как даже неполярный керосин становится по- 2g лярной жидкостью из-за наличия в ингибиторе полярных функциональных групп.

Исключение влияния ингибирующей жидкости на коллекторские свойства прискважинной зоны достигается за счет деполяризации ее в переменном электрическом поле высокой напряженности.

Влияние поля на деполяризацию начинает сказываться при средней напряженности E = 5-8 кВ/см, когда жидкостные

35 слои теряют устойчивость и начинают перебрасываться с одного электрода на другой, Дальнейшее повышение напряженности ведет к увеличению интенсивности деполяризации, но только до некоторой пре40 дельной напряженности (26 кВ/см).

Течение полярных жидкостей через капилляры, изготовленные из различных материалов, в том числе и через естественные образцы кернов, начинается лишь при

45 достижении некоторого порогового значения градиента давления, Течение неполярного керосина и неполярного ССК че— рез те же капилляры имеет место при любых, сколь угодно малых значениях градиентов давления.

Электрические поля высокой напряженности позволяют эффективно воздействовать на гидродинамику течения жидкости, разрушая ее поверхность и вызывая интенсивное диспергирование этой жидкости в межэлектродном пространстве, Характер воздействия поля на деполяФ риэацию ингибирующей жидкости зависит

0 4 от режима движения (числа Рейнольдса.Ре). Наибольшее воздействие поле окаэы1 вает в режимах, непосредственно предшест-: вующих эмульгированию (Pe= (4-5) 10 ).

3 .Пример. Проводят моделирование способа эксплуатации газовых скважин.

Йеполяризацию проводят, пропуская ингибируюшую жидкость в зазоре между двумя электродами, в котором создают переменное электрическое поле напряженностью от 0 до 35 кВ/см при помощи генератора марки ГШ-1, Числа Рейнольдса (Ре) рассчитываются по скорости жидкости в межэлектродном зазоре и поддерживаются в пределах от 1200 до 9600.

После деполяризации ингибирующую жидкость продавливают под давлением через образец карбонатного коллектора на установке УИПК-1М, используемый в качестве модели скважины, после обратной продувки определяют проницаемость керна в зависимости от степени деполяризации ингибирующей жидкости (см. таблицу).

1 1 200-1700 0

8 26

9 1 200-1 700 30

1 3000 3600 0

5 973800

Продолжение таблицы

Продолжение таблицы оницаость разца, 3 т мД

20,5

1 9000-9600 0

3000-3600 1 5

31,6

15,0

40,2

14,1

43,2

13,4

25 9 1%

13,2

21,5

15

13,2

1 4000-5000 0

25,4

26,1

41,8

59,7 23

60,2

12,8

12,7

30

12,0

12,0

Данный способ эксплуатации газовых скважин позволяет при сохранении коплекторских свойств прискважинной зоны плас та сократить потери газа до минимума.

Формула изобретения

1. Способ эксплуатации газовых скважин, включающий закачку ингибируюшей жидкости с последующим отбором сероводородсодержашего газа, о т л и ч а ю— шийся тем, что, с целью повышения эффективности способа за счет возможности сохранения коллекторских свойств при скважинной зоны газового пласта, ингибируюшую жидкость предварительно деполяризуют в переменном электрическом поле напряженностью 5-26 кВ/см.

2. Способ по и. 1, о т л и ч а юшийся тем, что, деполяризацию ингибируюшей жидкости ведут при числах

Рейнольдса от 4000 до 5000, Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Применение пленкообразующих ингибиторов коррозии в технологии однократ ных обработок нефтепромыслового оборудования. Серия "Коррозия и зашита нефтегазовой промышленности . ВНИИЮЭНГ, М., 1979, с, 9-10.

2. Там же, с. 7-8 (прототип).

27,9

40,0

35,4

26

32,4

24,6

10

1 6200-7000 О

30,1

45,2

40,8

4S

25,6

25,3

25,3

26 25,1

25,1

25,0 .

10

Фили:-1л ППП "Патент". r. Ужгород, ул. Проектная, 4

РНПИПИ Заказ 8643/38 Тираж 623 Подписное