СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ГАЗОВОГО КОНУСА В ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ Российский патент 1996 года по МПК E21B43/32 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам предотвращения прорыва газа в добывающую скважину при образовании газового конуса.

Известен способ уменьшения газового конуса в добывающих скважинах, предусматривающий закачку в верхнюю газонасыщенную часть пласта сжиженных нефтяных газов, а затем вязкой нефти, не содержащей асфальтовых составляющих [1]
Недостатком этого способа является незначительное уменьшение прорывов газа в добывающую скважину.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ предотвращения образования газового конуса в добывающей скважине, включающий закачку в пласт рабочей жидкости [2] Способ предусматривает отбор нефти и обратную закачку этой нефти в добывающую скважину.

Недостатком этого способа является недостаточное уменьшение прорывов газа в добывающую скважину. Кроме того, незначительно увеличивается производительность скважины.

Целью изобретения является уменьшение прорывов газа в добывающую скважину и увеличение производительности скважин.

Цель достигается тем, что в способе предотвращения образования газового конуса в добывающей скважине, включающем закачку в пласт рабочей жидкости, закачку рабочей жидкости осуществляют по высоте газового конуса, а в качестве рабочей жидкости используют нефть с добавкой нефтерастворимого полимера и/или поверхностно-активного вещества (ПАВ) в количестве от 0,01 до 5% по массе.

После закачки нефти можно производить закачку воды в соотношении от 1: 0,3 до 1:2,5.

При этом вода может содержать водорастворимое поверхностно-активное вещество в количестве от 0,01 до 5% по массе.

При разработке газонефтяной залежи при снижении пластового давления ниже начального вокруг скважины образуется конус газа и при прорыве в добывающую скважину скважина загазовывается. При этом увеличивается содержание газа в продукции добывающей скважины, т.е. увеличивается значение газового фактора, а фазовая проницаемость коллектора по нефти резко снижается, что приводит к снижению производительности скважины, т.е. дебит скважины уменьшается.

Согласно предлагаемому способу после прорыва газа в добывающую скважину, т. е. при значении газового фактора добываемой продукции более 500 м²/т, в нее закачивают нефть с нефтерастворимым полимером и/или ПАВ по высоте газового конуса.

Это дает возможность газовую фазу конуса в радиусе 5-10 м вокруг скважины перевести в газожидкостную смесь, объем которой превышает объем закачанного растворителя нефти с нефтерастворимым полимером и/или ПАВ в 2-3 раза. Часть газа растворится в этом растворителе, а часть будет окклюдирована в растворителе в виде мелкодисперсной пены. При этом уменьшается свободная газонасыщенность в призабойной зоне скважины, а это способствует снижению фазовой проницаемости по газу, уменьшая тем самым приток газа к скважине. Кроме того, образующаяся вокруг скважины пена также создает повышенное фильтрационное сопротивление для газа. Чем устойчивее будет пена, тем выше будет фильтрационное сопротивление для газа. Устойчивость пены повышается при различных сочетаниях полимера и ПАВ.

Таким образом уменьшается прорыв газа в добывающую скважину при дальнейшей ее эксплуатации и одновременно увеличивается дебит этой скважины.

Аналогичное явление наблюдается при закачке нефти с нефтерастворимым полимером и/или ПАВ и последующей закачке воды. При этом наряду с пеной образуется водонефтяная эмульсия, что еще больше повышает устойчивость пены.

Добавление водорастворимого ПАВ в воду способствует повышению устойчивости этой эмульсии.

Примеры конкретной реализации способа.

В качестве примера была выбрана добывающая скважина Лянторского месторождения монолитной части пласта АС₁₀. Мощность нефтяной части пласта 12 м, толщина газовой шапки 12 м. Скважина перфорирована на 5 м ниже газонефтяного контакта (ГНК).

Начальное пластовое давление 21 МПа, забойное давление 18,5 МПа. Начальный дебит скважины 25 м³/сут. Начальный газовый фактор добываемой продукции 55 м³/т.

На четвертый год разработки месторождения вокруг скважины образовался газовый конус высотой 5 м и радиусом 35 м. При этом дебит скважины упал до 17 м³/сут, а газовый фактор возрос до 2353 м³/т.

Средняя газонасыщенность внутри газового конуса составила 55%
При этом скважину останавливают, перекрывают пакером нижние интервалы перфорации, через которые осуществлялся приток нефти, и перфорируют скважину по высоте газового конуса, т.е. начиная от ГНК и ниже на 4 м. Затем в скважину закачивают растворитель.

Пример 1. В качестве растворителя закачивают 150 м³ нефти с добавкой нефтерастворимого полимера полиизобутилена в количестве 0,01% по массе.

При этом происходит увеличение объема нефти как за счет растворения в ней газа, так и за счет пенообразующего полимера, который увеличивает объем газожидкостной смеси. Увеличение закачиваемого объема нефти произойдет также за счет ее контактирования и перемешивания с пластовой нефтью.

Таким образом, вокруг скважины по высоте газового конуса образуется слой газожидкостной смеси радиусом около 5 м. Объем этой пластовой смеси составляет 300 м², газонасыщенность 40.

После закачки растворителя скважину останавливают на период от 1 до 10 сут до восстановления забойного давления. Затем интервал перфорации по высоте газового конуса изолируют, удаляют пакер и снова вводят скважину в эксплуатацию.

После запуска скважины газовый фактор упал до 200 м³/т, а дебит возрос до 20 м³/сут.

Результаты экспериментов представлены в таблице.

Пример 2. В качестве растворителя закачивают 150 м³ нефти с добавкой пенообразующего ПАВ АФ_9-12 в количестве 1,0 по массе.

Эксперименты показали, что при добавлении в нефть нефтерастворимого ПАВ объем газожидкостной смеси увеличится в 1,4-1,5 раз.

Пример 3. В качестве растворителя закачивают 150 м³ нефти с добавкой нефтерастворимых полимера и ПАВ в количестве 5% по массе, т.е. к нефти добавляют полиизобутилен в количестве 2,5% по массе и АФ_9-12 в количестве 2,5% по массе.

Пример 4. В качестве растворителя закачивают 150 м³ нефти с добавкой полиизобутилена в количестве 1 по массе, а затем закачивают 50 м³ воды.

Пример 5. В качестве растворителя закачивают 150 м³ нефти с добавкой АФ_9-12 в количестве 0,5 по массе, а затем закачивают 150 м³ воды.

Пример 6. В качестве растворителя закачивают 150 м³ нефти с добавкой АФ_9-12 в количестве 0,5 по массе и полиизобутилена в количестве 1 по массе, а затем закачивают 225 м³ воды.

Пример 7. В качестве растворителя закачивают 150 м³ нефти с добавкой полиизобутилена в количестве 1 по массе, а затем закачивают 150 м³ воды с добавкой водорастворимого ПАВ (сульфонола) в количестве 0,01 по массе.

Пример 8. В качестве растворителя закачивают 150 м³ нефти с добавкой АФ_9-12 в количестве 0,5 по массе, а затем закачивают 150 м³ воды с добавкой сульфонола в количестве 2 по массе.

Пример 9. В качестве растворителя закачивают 150 м³ нефти с добавкой АФ_9-12 в количестве 0,5 по массе и полиизобутилена в количестве 1 по массе, а затем закачивают 150 м³ воды с добавкой сульфонола в количестве 5 по массе.

Пример 10. Согласно прототипу в скважину закачивают 150 м³ нефти.

По приведенным в таблице результатам можно сделать вывод, что во многих случаях газовый фактор добываемой продукции снижается до первоначального значения, а дебит (производительность) скважины увеличивается также до первоначальной величины.

Преимуществом предлагаемого технического решения по сравнению с прототипом является уменьшение прорыва газа в добывающую скважину, о чем свидетельствует снижение газового фактора добываемой продукции в 6-25 раз, а также увеличение дебита скважины практически во всех случаях до первоначального значения. ТТТ1

Способ предотвращения образования газового конуса в добывающей скважине включает закачку рабочей жидкости по высоте газового конуса, в качестве рабочей жидкости используют нефть с добавкой нефтерастворимого полимера и/или поверхностно-активного вещества в количестве от 0,01 до 5 % по массе. После закачки рабочей жидкости в скважину дополнительно закачивают воду в соотношении от 1:0,3 до 1:15. Закачивая вода может содержать водорастворимое поверхностно-активное вещество в количестве от 0,01 до 5,0 % по массе. 1 с. и 2 з.п.ф-лы, 1 табл.

1. Способ предотвращения образования газового конуса в добывающей скважине, включающий закачку в пласт рабочей жидкости, отличающийся тем, что закачку рабочей жидкости осуществляют по высоте газового конуса, а в качестве рабочей жидкости используют нефть с добавкой нефтерастворимого полимера и/или поверхностно-активного вещества в количестве от 0,01 до 5% по массе. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что после закачки рабочей жидкости в скважину дополнительно закачивают воду в соотношении от 1 0,3 до 1 1,5. 3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что закачиваемая вода содержит водорастворимое поверхностно-активное вещество в количестве от 0,1 до 5% по массе.