Способ повышения добычи углеводородов путем ограничения выноса песка в нефтяных и газовых скважинах

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано для снижения выноса песка в скважину. Технический результат - увеличение межремонтного пробега работы скважины и повышение добычи углеводородов. В способе повышения добычи углеводородов путем ограничения выноса песка в нефтяных и газовых скважинах, включающем закачку в скважину раствора уретанового предполимера в полярном органическом растворителе и водосодержащей жидкости, предварительно готовят две жидкие системы, где первая жидкая система - раствор уретанового предполимера в полярном органическом растворителе с концентрацией 10-20 мас. % и вторая жидкая система - раствор воды в полярном органическом растворителе или эмульсия воды в неполярном органическом растворителе с концентрацией 2-20 мас. %, которые закачивают последовательно или смешивая непосредственно перед закачкой или при закачке в скважину при соотношении объема первой из указанных систем к объему второй в интервале 10:1-1:1, затем продавливают в пласт оторочкой неполярного органического растворителя или эмульсии воды в неполярном органическом растворителе до зоны перфорации, выдерживают в статических условиях в течение не менее 6 часов до образования геля, после чего осуществляют замещение жидкости в скважине водой и выдерживают гель в призабойной зоне в контакте с водой в течение не менее 24 часов при давлении не выше пластового. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. 1 з.п. ф-лы, 4 пр., 1 табл.

 

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, может быть использовано для снижения выноса песка в скважину из призабойной зоны пласта.

Вынос песка в скважину приводит к снижению текущего дебита продукции и является причиной преждевременного выхода из строя подземного оборудования и необходимости проведения дополнительных ремонтных работ на скважине. Для борьбы с этим негативным явлением разработаны методы, замедляющие этот процесс.

Известны методы, приводящие к снижению выноса песка в скважину.

По способу [1] создают противопесочный фильтр путем закачки полимерного состава и 10-15%-ного водного раствора химических реагентов, причем полимерный состав готовят путем смешения карбамидоформальдегидной смолы с ацетонформальдегидной смолой, алюминиевой пудрой и соляной кислотой с последующей выдержкой для отверждения этого состава. Недостатком известного способа является сложность состава и использование соляной кислоты.

По способу [2] применяют состав для обработки призабойной зоны пласта, который содержит: 57-75 об. % кубовых остатков ректификации фурфурилового спирта, 8-19 об. % концентрированной технической соляной кислоты, 2-4 об. % водного раствора аммиака 25%-ной концентрации, 2-4 об. % ацетона и 10-18 об. % воды. Недостаток способа - работа с концентрированными кислотами.

По способу [3] предварительно осуществляют прогрев призабойной зоны скважины до температуры не ниже +30°C и закачивают оторочку безводной нефти. Недостаток способа - необходимость нагрева пласта.

По способу [4] снижение пескопроявлений в нефтяных скважинах достигается закачкой в скважину раствора уретанового предполимера и газообразного агента и при давлении, превышающем пластовое в 1,1-1,9 раза. Недостаток способа - неоднородность закрепления песка.

По способу [5] снижение пескопроявлений в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением включает закачку в пласт через добывающую скважину раствора уретанового предполимера в ацетонсодержащем растворителе с продавкой раствора в пласт при содержании последнего до 50% от массы смеси, раствор используют 5-30%-ный, продавку осуществляют закачкой газа, содержащего пары воды. Недостаток способа - он применим только к скважинам с аномально низким пластовым давлением.

Известен способ обработки призабойной зоны и предотвращения выноса песка из скважины, включающий закачку в скважину уретанового предполимера, в котором предварительно в скважину закачивают изопропиловый спирт, а после закачки уретанового предполимера закачивают девонскую нефть и воду [6]. Недостатком этого способа является необходимость работы с высоковязким уретановым предполимером, что не позволяет использовать для его закачки в скважину стандартное насосное оборудование. Кроме того, имеется высокий риск закупорки зоны перфорации скважины и зоны между нижними перфорационными отверстиями и забоем скважины.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ повышения добычи углеводородов путем борьбы с пескопроявлениями в нефтяных и газовых скважинах, описанный в [7]. По этому способу в скважину закачиваются разбавленные растворы уретанового предполимера с концентрацией 5-15% маc. в низшем кетоне, например ацетоне, с последующей закачкой воды в скважину.

Недостатком метода является неравномерность крепления призабойной зоны скважины.

Целью изобретения является повышение равномерности крепления призабойной зоны скважины с сохранением ее фильтрационных свойств.

Поставленная цель достигается тем, что в способе повышения добычи углеводородов путем ограничения выноса песка в нефтяных и газовых скважинах, включающем закачку в скважину раствора уретанового предполимера в полярном органическом растворителе и водосодержащей жидкости, предварительно готовят две жидкие системы, где первая жидкая система - раствор уретанового предполимера в полярном органическом растворителе с концентрацией 10-20 мас. % и вторая жидкая система - раствор воды в полярном органическом растворителе или эмульсия воды в неполярном органическом растворителе с концентрацией 2-20 мас. %, которые закачивают последовательно или смешивая непосредственно перед закачкой или при закачке в скважину при соотношении объема первой из указанных систем к объему второй в интервале 10:1-1:1, затем продавливают в пласт оторочкой неполярного органического растворителя или эмульсии воды в неполярном органическом растворителе до зоны перфорации, выдерживают в статических условиях в течение не менее 6 часов до образования геля, после чего осуществляют замещение жидкости в скважине водой и выдерживают гель в призабойной зоне в контакте с водой в течение не менее 24 часов при давлении не выше пластового. Причем затем дополнительно осуществляют замещение воды инертным газом и выдерживают скважину, заполненную газом, в течение не менее 24 часов при давлении не ниже пластового.

Технический результат - увеличение межремонтного пробега работы скважины и повышение добычи углеводородов.

Сущность изобретения состоит в том, что в способе повышения добычи углеводородов путем ограничения выноса песка в нефтяных и газовых скважинах, включающем закачку в скважину раствора уретанового предполимера в полярном органическом растворителе и его отверждение водой с закреплением песка в призабойной зоне пласта происходит два этапа. На первом этапе в поровом пространстве синтезируется полиуретановый гель, который образуется при взаимодействии 10-20%-ного раствора предполимера в полярном органическом растворителе, например ацетоне с водосодержащей жидкостью. Водосодержащая жидкость может быть раствором воды в полярном органическом растворителе, например ацетоне, и может быть эмульсией воды в нефти или другом неполярном органическом растворителе, например нефрасе. Вода является в этой жидкости реагентом, который инициирует образование геля. Количество воды в жидкости ограничено интервалом 2-20%, в котором скорость образования геля позволяет произвести закачку реагентов в пласт. При концентрации воды свыше 20% высока вероятность реакции уретанового предполимера с водой непосредственно в скважине, что приведет к потере реагентов. Смешение раствора предполимера и водосодержащей жидкости может быть произведено непосредственно перед закачкой на устье скважины, при закачке или в пласте при последовательной закачке этих жидкостей. Соотношение объемов раствора уретанового предполимера и водосодержащей жидкости должно находиться в интервале 10:1-1:1, что обеспечивает однородность структуры образующегося геля, затем продавливают растворы в пласт оторочкой неполярного органического растворителя или эмульсии воды в неполярном органическом растворителе до зоны перфорации. Указанная оторочка защищает введенные в пласт реагенты от преждевременного контакта с водой до формирования геля. После образования геля производят вытеснение полиуретана из геля водой. Полиуретан нерастворим в воде, но набухает в полярном растворителе - ацетоне, этилацетате, диметилсульфоксиде - ДМСО, диметилформамиде - ДМФА и т.п. Вода полностью совместима с полярными растворителями, поэтому при контакте полиуретанового геля в этих растворителях с водой происходит выделение полимера из геля с образованием полимерного каркаса, закрепляющего песок призабойной зоны. В связи с тем, что концентрация полимера в геле ограничена величиной 20%, а с учетом разбавления водосодержащей жидкостью она становится еще меньше, поровое пространство закрепленной породы на 80% и более оказывается заполненным жидкостью, что приводит к сохранению фильтрационных свойств закрепленной породы и способствует повышению дебита добывающей скважины по углеводородам, как по нефти, так и по газу.

Кроме закрепления песка в призабойной зоне полезным эффектом является сокращение периода освоения скважины после проведения ремонтных работ. Этому способствует также, если после закрепления породы жидкость из скважины удаляется продувкой ее инертным газом, например, азотом. При этом также удаляется избыток растворителей, которые связываются при выпадении полимера из гелевой фазы, и увеличивается проницаемость и прочность скрепленной породы.

Пример 1

В этом примере продемонстрированы фильтрационные свойства скрепленных образцов. Для этого в трубчатую модель пласта диаметром 30 мм и длиной 600 мм наполовину заполнили несвязанным кварцевым песком проницаемостью 2,5 мкм². Модель пласта была подсоединена к нагнетательной линии жидкостного насоса через трубчатые коммуникации. Далее были приготовлены две жидкие системы. Жидкая система №1-50 мл 20%-ного раствора уретанового предполимера в ацетоне. Жидкая система №2-50 мл 20%-ного раствора воды в ацетоне (т.е. соотношении объемов 1:1). Далее обе жидкие системы смешивали и вводили смесь в поровый объем модели пласта, продавливая оторочкой нефраса, выдерживали в статических условиях 6 часов и визуально определяли образование геля, и при наличии геля вне порового объема его удаляли. Далее свободный от жидкости объем модели пласта заполняли водой и выдерживали воду и гель в непосредственном контакте в течение 24 часов. По окончании выдержки проводили нагнетание воды в модель пласта насосом при постоянной объемной скорости подачи воды. Одновременно фиксировали величину перепада давления на модели пласта манометром. По результатам измерений скорости подачи воды и перепада давления на модели пласта по уравнению Дарси рассчитывали текущую проницаемость скрепленного песка. По окончании измерения проницаемости производили извлечение скрепленного керна песка из модели пласта при помощи толкателя с гидравлическим приводом. Далее формировали образец для измерения прочностных свойств. Для этого выпиливали фрагмент модели пласта высотой 30 мм. Диаметр образца был равен диаметру стенок модели пласта. Прочность образцов определяли путем определения предельной нагрузки на образец, при которой образец разрушается. Измерение проводили на гидравлическом испытательном стенде с усилием в 1 тонну силы. Результаты измерения проницаемости образцов и их прочностных свойств приведены в таблице 1.

Также был исследован способ закрепления песка с использованием различных составов предварительно приготовленных жидкостей. В том числе с использованием в качестве полярного растворителя этилацетата, диметилформамида - ДМФА, диметилсульфоксида - ДМСО.

Водосодержащая жидкость может быть как раствором, т.е. содержать полярный органический растворитель, например ацетон, так и эмульсией (углеводородной жидкостью), т.е. содержать неполярный органический растворитель, как, например, газовый конденсат, нефрас или нефть. При использовании газового конденсата или другого чисто углеводородного растворителя к нему следует добавить поверхностно-активное вещество в количестве до 2%, например неонол. При использовании нефти можно использовать необезвоженную промысловую нефть с известным содержанием воды.

Результаты испытаний по всем опытам приведены в таблице, из которых видно, что в результате применения заявляемого способа происходит закрепление первоначально несвязанного песка до образования материала с прочностью в интервале 1,3-3,5 МПа при сохранении достаточной проницаемости для углеводородов.

Пример 2

Для испытания способа в промысловых условиях на месторождении, разрабатываемом с применением технологии поддержания пластового давления, подобрана добывающая скважина, на которой периодически проводили ремонтные работы по удалению песка с забоя скважины. Время работы указанной скважины после проведения ремонтных работ не превышало 4 месяцев, после чего требовалось проведение новых ремонтных работ. Средний суточный дебит нефти на скважине с учетом времени ремонта составлял 3,5 тонны в сутки. Для повышения среднего дебита нефти за счет сокращения выноса песка, следствием чего является также увеличение межремонтного периода, был реализован предлагаемый способ.

Работы на добывающей нефтяной скважине по предлагаемому способу провели следующим образом. Освободили скважину от вынесенного ранее в скважину песка. На устье скважины смонтировали технологическое оборудование в составе двух насосных агрегатов ЦА-320, двух технологических емкостей №1 и №2 объемом 6 м³ и емкостей с 10 м³ ацетона. Кроме того, на скважину завезли 400 кг уретановой смолы, 2 м³ нефти для буфера и техническую воду в объеме 2-х объемов скважины. В емкости №1 приготовили 4 м³ 15%-ного раствора уретанового предполимера в ацетоне. В емкости №2 приготовили 2 м³ 10%-ного раствора воды в ацетоне (т.е. соотношение объемов 2:1). Насосные агрегаты через тройник закачали в скважину жидкости в пропорции 2:1, далее произвели закачку буфера из 10%-ной эмульсии воды в нефти, далее произвели выдержку 24 часа. Далее произвели замещение скважинной жидкости водой и выдержку 24 часа при давлении не выше пластового. Далее освоили скважины в работу. По результатам наблюдения за текущей работой скважины установлено, что скважина стабильно работает в течение 10 месяцев со средним дебитом 5 тонн в сутки, т.е. на 42% выше. Таким образом, подтверждается заявленное повышение дебита добываемой нефти и увеличение межремонтного пробега.

Пример 3

На добывающей нефтяной скважине в двух отдельных емкостях приготовили 5 м³ 10%-ного раствора уретановой смолы в ацетоне и 5 м³ 15%-ного раствора воды в ацетоне (т.е. соотношение объемов 1:1). Далее в скважину последовательно закачивают сначала первый раствор, а затем второй раствор. Оба раствора продавливают в скважину нефтью с содержанием воды 4% до зоны перфорации и выдерживают в статических условиях 6 часов. Далее замещают нефть в скважине водой и выдерживают 24 часа. Далее производят замещение скважинной жидкости азотом, выдерживают 24 часа при давлении не ниже пластового, сбрасывают давление азота в скважине, пускают ее в эксплуатацию. По результатам промысловых наблюдений после проведенной обработки скважина стабильно работает в течение более длительного времени, чем до проведения мероприятий, с повышенным на 50% дебитом нефти.

Пример 4.

Для испытания способа подобрана добывающая газовая скважина, находящаяся в бездействии по причине образования песчаной пробки. Для ввода скважины в эксплуатацию на скважине были проведены ремонтные работы с использованием предлагаемого способа. С этой целью на скважину завезли технологическое оборудование, включая емкости для двух жидких систем, газового конденсата и воды. В первой емкости приготовили 15%-ный раствор уретанового предполимера в объеме 4 м³, а во второй емкости приготовили 2%-ный раствор воды в ацетоне в объеме 4 м³. Перед проведением работ по закреплению песка удалили песчаную пробку из зоны перфорации. Далее через насосные агрегаты соединили емкости с реагентами через тройник с устьем скважины. Произвели смешение компонентов через тройник при одновременной закачке растворов в скважину. Далее закачали оторочку газового конденсата в скважину до зоны перфорации, произвели выдержку 12 часов. Далее произвели замещение жидкости в скважине водой и выдержали 24 часа. После провели отработку скважины на факел в течение 72 часов и пустили в эксплуатацию. После проведенных работ скважина проработала с рабочими параметрами в течение 10 месяцев и продолжала работать далее. Таким образом, подтверждается заявленное повышение дебита добываемого газа за счет ввода скважины из бездействующего фонда.

Источники информации

1. RU 2387806. 03.04.2009

2. RU 2138616, 11.11.1997

3. RU 2164589, 21.02.2000

4. RU 2406818, 03.06.2009

5. RU 2399751, 03.06.2009

6. RU 2485284, 22.12.2011

7. RU 2285791, 21.11.2005

1. Способ повышения добычи углеводородов путем ограничения выноса песка в нефтяных и газовых скважинах, включающий закачку в скважину раствора уретанового предполимера в полярном органическом растворителе и водосодержащей жидкости, отличающийся тем, что предварительно готовят две жидкие системы, где первая жидкая система - раствор уретанового предполимера в полярном органическом растворителе с концентрацией 10-20 мас. % и вторая жидкая система - раствор воды в полярном органическом растворителе или эмульсия воды в неполярном органическом растворителе с концентрацией 2-20 мас. %, которые закачивают последовательно или смешивая непосредственно перед закачкой или при закачке в скважину при соотношении объема первой из указанных систем к объему второй в интервале 10:1-1:1, затем продавливают в пласт оторочкой неполярного органического растворителя или эмульсии воды в неполярном органическом растворителе до зоны перфорации, выдерживают в статических условиях в течение не менее 6 часов до образования геля, после чего осуществляют замещение жидкости в скважине водой и выдерживают гель в призабойной зоне в контакте с водой в течение не менее 24 часов при давлении не выше пластового.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют вытеснение воды из скважины инертным газом и выдерживают скважину, заполненную газом, в течение не менее 24 часов при давлении не ниже пластового.