Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ БОРЬБЫ С ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯМИ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для снижения выноса песка из нефтяных и газоконденсатных скважин.

Разработка нефтяных пластов часто сопровождается осложнениями, связанными с разрушением нефтяного коллектора и, как следствие, с появлением песка в добываемой продукции. Вынос песка на устье скважины приводит к разрушению технологического оборудования и появлению необходимости затрат на его ремонт и замену. Для борьбы с этим явлением возможно использовать внутрискважинные фильтры. Однако стоимость таких фильтров оказывается высокой, и они требуют периодического восстановления [1. В скважинах, оборудованных насосами, возможность обеспечения места для таких фильтров крайне ограничена, что вызывает дополнительные трудности при ремонте и обслуживании этих устройств в процессе работы.

Наиболее близким по технической сущности к заявленному способ является способ снижения пескопроявлений в нефтяных и газовых скважинах путем создания внутрипластового фильтра. Внутрипластовый фильтр создают путем закачки в скважину раствора уретанового полимера в ацетоне с последующим вытеснением его водой. [2].

Недостатком данного способа является его недостаточная эффективность при применении для нефтяных скважин в условиях обводнения.

В нефтяных пластах поровое пространство заполнено нефтью и водой. При контакте раствора полимера и воды происходит выделение в поровом пространстве полимера и снижение проницаемости коллектора нефти в призабойной зоне скважины. Следствием этого является снижение продуктивности скважины.

Целью изобретения является повышение эффективности снижения пескопроявлений в нефтяных скважинах при сохранении продуктивности.

Поставленная цель достигается тем, что в способе борьбы с пескопроявлениями в нефтяных скважинах, включающем последовательную закачку в пласт через добывающую скважину газообразного агента, раствора уретанового предполимера в ацетоне, воды с продавкой указанного раствора в пласт, осуществляют указанную закачку газообразного агента в течение не менее 1 часа при давлении, превышающем пластовое в 1,1-1,9 раза, закачку воды - в объеме 0,5-2 ч от объема раствора полимера при его концентрации 10-40%, а после закачки указанного раствора дополнительно осуществляют закачку газообразного агента до стабилизации давления закачки.

При осуществлении заявленного способа укрепление призабойной зоны скважины нефтяного пласта начинается с вытеснения пластовой жидкости из порового объема породы пласта газообразным агентом, при этом в качестве газа может быть использован попутный газ, азот, воздух. Последующая закачка раствора уретанового полимера происходит без контакта с пластовой жидкостью. Последующая - после закачки указанного раствора - закачка оторочки газообразного агента-газа приводит к равномерному распределению раствора полимера по поверхности породы, испарению растворителя и отверждению за счет контакта с парами воды. Необходимость в количестве оторочек газа на одну больше, чем оторочек раствора полимера связана с тем, что первая газовая оторочка освобождает поровое пространство для раствора полимера, а последующая оторочка приводит к эффективному растеканию раствора по поверхности породы пласта. В противном случае проницаемость породы, а следовательно, и дебит продукции, снизится или вообще прекратится. Для снижения рисков снижения проницаемости количество оторочек раствора полимера может быть две и более, что позволяет адаптировать технологию к конкретным геолого-промысловым условиям.

Указанные выше пределы давления газа обосновываются тем, что при давлении газа менее 1,2 от пластового давления не будет происходить эффективное вытеснение жидкости из перового объема породы пласта. При давлении в 2 раза больше пластового возможно нарушение однородности закрепления участков пласта, содержащих песок.

Пример 1.

Нефтяная скважина работает с выносом песка на пласте с пластовым давлением 90 атм и периодически через 3 месяца работы останавливается на проведение ремонтных работ по удалению песчаной пробки. Для предотвращения образования песчаной пробки после очередного удаления песчаной пробки на скважине применили предлагаемый способ. Для этого в скважину в течение 4 часов нагнетали газ-воздух под давлением 130 атм при помощи бустерной установки УНГ-8/15. Далее в скважину закачали 7 м³ 15%-го раствора уретанового предполимера в ацетоне. Далее осуществили закачку газа-воздуха и продавили раствор в течение 5 часов газом при том же давлении. Затем закачали воду при объеме ее оторочки 7 м³, т.е. 1 от объема указанного раствора. Скважину пустили в эксплуатацию. В результате проведения мероприятий скважина проработала без остановки в течение 12 месяцев.

Пример 2.

Нефтяная (добывающая) скважина работает с выносом песка на пласте с пластовым давлением 110 атм и периодически через 5 месяцев работы останавливается на проведение ремонтных работ по удалению песчаной пробки. Для предотвращения образования песчаной пробки после очередного удаления песчаной пробки на скважине применили предлагаемый способ. Для этого в скважину в течении 4 часов нагнетали воздух под давлением 130 атм при помощи компрессорно-мембранной установки типа УКМ. Далее в скважину закачали 4 м³ 12%-го раствора уретанового предполимера в ацетоне. Далее осуществили закачку с продавкой раствора в течение 5 часов газом-воздухом при том же давлении. Далее закачали еще 4 м³ 12%-го указанного раствора и продавили в течении 5 часов газом при тех же условиях. Затем закачали воду в объеме 6 м³, т.е. 1,5 объема раствора. Скважину пустили в эксплуатацию. В результате проведения мероприятий скважина проработала без остановки в течение 12 месяцев и работает далее.

Источники информации

1. RU №2158358, 03.09.1999, Фильтр противопесочный.

2. RU №2285791, 21.09.2005, Способ борьбы с пескопроявлениями в нефтяных и газовых скважинах.