Використання НКТ, які спускають у свердловину нижче інтервалу перфорації, як контейнера для зберігання розчину ПАР з подальшим дозованим уведенням їх в газорідинний потік, який відбирається по затрубному простору. Технологія впроваджена на Пинянському газовому родовищі.

Подача спінюючи ПАР у затрубний простір свердловини у вигляді піни. Технологія випробувана на обводнених газоконденсатних свердловинах ГПУ «Полтавагазвидобування».

При масовому використанні ПАР для інтенсифікації винесення рідини із свердловини важливого значення набуває проблема їх повторного використання. В ІФНТУНГу розроблено технологію регенерації розчинів ПАР, які відділяються в сепараторі першого ступеня сепарації, шляхом пінного фракціонування (пінної сепарації).

Для підвищення продуктивності газоконденсатних свердловин в умовах конденсації з газу важких вуглеводнів в ІФНТУНГу розроблено технологію періодичних оброблень при вибійних зон розчинами ПАР та хімреагентів. Вона забезпечує очищення пористого середовища від сконденсованих вуглеводнів, а при застосуванні водних розчинів ПАР – гідрофілізацію поверхні порових каналів і попередження накопичення конденсату в при вибійній зоні впродовж тривалого періоду подальшої експлуатації свердловин. Залежно від проникності порід, насиченості зв’язаною водою і ступеня забруднення пористого середовища використовують водні, водометанольні, метанольні, кислотно-метанольні розчини водорозчинних ПАР (савенол, сольпен та ін.). У разі свердловин, що має місце на виснажених газоконденсатних родовищах, робочий розчин ПАР закачують у при вибійну зону в керованому вигляді. Протискування робочого розчину ПАР у при вибійну зону здійснюють за допомогою газу високого тиску (за наявності його на промислі), керованого водного розчину ПАР (піни) або вуглеводневого конденсату. Технологія оброблень привибійних зон газоконденсатних свердловин розчинами ПАР та хімреагентів впроваджена на родовищах ГПУ «Полтавагазвидобування», НГВУ «Охтирканафтогаз» і НГВУ «Полтаванафтогаз». За даними оброблень свердловин тривалість ефекту становить від одного до декількох місяців [7].

Для підвищення продуктивності газових і газоконденсатних свердловин в умовах одночасного прояву декількох ускладнень на одній свердловині є застосування комплексного інгібітору з властивостями інгібіторів корозії, гідратоутворення, солевідкладення і спінювача пластової рідини. За результатами лабораторних досліджень підібрано 8 можливих композицій комплексного інгібітору, які характеризуються найкращими піноутворюючими і інгібуючими властивостями ві мають такий масовй вміст окремих компонентів:

№1 – 0,05% «Коразол-1» + 0,5% савенолу SWP + 20% метанолу;

№2 – 0,5% «Нафтохім -3» + 0,1% савенолу SWP + 10% метанолу;

№3 – 0,2% етаноламіну + 0,25% савенолу SWP + 10% метанолу;

№4 – 0,5% карбозоліну СД + 0,5% неонолу АФ-09-10 + 0,75% поліакрилату натрію + 20% метанолу;

№5 – 0,15 % ТАЛ-3 + 0,25% неонолу АФ-09-10 + 0,5% КТІ-С + 20% метанолу;

№6 - 0,25% савенолу SWP + 0,2% сНПХ-5314 + 15% метанолу;

№7 – 0,5% таріну + 0,1% пінолу + 0,1»Коразол-1» + 20% метанолу;

№8 – 0,7% ката піну А+ 0,255 пінолу + 0,2% поліакрилату натрію + 15% метанолу.

При основному виборі оптимальної концентрації комплексного інгібітору враховувались такі критерії:

високі значення піноутворюючих властивостей - кратності і стійкості піни;

високе значення ступеня захисту від корозії;

високе значення ступеня зменшення інтенсивності солевідкладення;

якнайменші концентрації окремих складників комплексного інгібітору з метою його здешевлення за умови високої технологічної ефективності [9].

ЗБІЛЬШЕННЯ КОЕФІЦІЄНТА ГАЗО ВИЛУЧЕННЯ ГАЗОВОГО РОДОВИЩА В УМОВАХ ВОДОНАПІРНОГО РЕЖИМУ

Більшість родовищ природних газів пов’язана із пластовими водонапірними системами і розробляється в умовах прояву водонапірного режиму. За промисловими даними, коефіцієнт кінцевого газовилучення родовищ в умовах водонапірного режиму є порівняно невисоким (70-85%), що пов’язано з мікрозащемленням газу водою в неоднорідному пористому середовищі, макрозащемленням газу в окремих ділянках пласта з початковою газонасиченістю, які вода обійшла, та обводненням свердловин. Згідно з фізичною суттю процесів розробки родовищ природних газів в умовах водонапірного режиму для отримання високих значень коефіцієнта газовилучення потрібно сповільнити надходження води в родовище та забезпечити рівномірне просування контуру газоносності. Для цього слід відповідним чином розмістити видобувні свердловини по площі газоносності, вибрати певні інтервали розкриття в них газоносних пластів, черговість введення свердловин в експлуатацію і технологічні режими роботи. У зв’язку з тим, що на стадії підготовки проектних документів щодо розробки родовища відсутня достовірна інформація про його геологічну будову і не завжди дотримуються проектних рішень, у реальних умовах переважно відбувається нерівномірне переміщення пластових вод по площі газоносності та продуктивному розрізу. Тому в процесі відбору газу застосовують додаткові заходи з регулювання процесу обводнення родовищ.

Відомі методи боротьби з обводненням пластів і свердловин, що ґрунтуються на перехопленні за контурної води за допомогою спеціальних розвантажувальних свердловин, пробурених на початковому контурів газоносності, на створенні вздовж периметра газового родовища чи на окремих ділянках всередині родовища непроникних екранів для води, на ізоляції у свердловинах обводнених пластів та перерозподілі відбору газу зі свердловин, розташованих у різних частинах родовища. Ці методи економічно не вигідні і не забезпечують регулювання просування контуру газоносності.

Нова технологія збільшення газовилучення з родовищ в умовах водонапірного режиму розроблена ІФНТУНГ за результатами досліджень на лабораторних моделях незцементованих і штучно зцементованих пластів. Під час дослідів створювалась насиченість пористого середовища зв’язаною водою і здійснювалося витіснення газу водою за постійного тиску чи в умовах зниження тиску у певному темпі. Після появи води на виході моделі визначали коефіцієнти витіснення газу водою, залишкової газонасиченості і вимірювали фазову проникність для води. Потім тиск у моделі плавно знижували на певну величину. На кожному ступені зниження тиску модель досить довго промивали водою (до припинення винесення пухирців газу) та визначали значення наведених