Способ эксплуатации нефтяной скважины Советский патент 1982 года по МПК E21B43/00 

(Б) СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтегазо добывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения образования конусов газа при добыче нефти из скважин, эксплуатирующих нефтегазовые горизонты. Известен способ образования непроницаемого барьера в зоне газонефтяного контакта пласта, в котором достигается уменьшение притока газа в нефтяную скважину. Вокруг скважины создают горизонтальные трещины, в стенки которой нагнетают нерастворимый в нефти и газе материал, закупоривающий поры в прилегающих породах и делающих их непроницаемыми. Трещину заполняют цементным раствором, который после отвердевания вмес те с обработанными породами в стенка трещины образует горизонтальный барь ер низкой проницаемости LIJ. Однако способ не обладает большой надежностью и э(М)ективностью, так как процесс создания горизонтальной трещины трудно регулируемый и трещины часто не перекрывают требуемую область контактирования нефти с газом. Технические и технологические сложности осуществления способа делают его практически не приемлемым на месторождениях с тонкими нефтяными оторочками и небольшой по мощности газовой зоной. Известен способ эксплуатации нефтяной скважины, заключающийся в извлечении нефти из пласта путем создания депрессии, блокирования газонасыщенной части пласта для предотвращения прорыва газа в скважину путем перфорирования обсадной колонны в газонасыщенной части пласта и закачки водного раствора поверхностно-активного вещества 2, Способ недостаточно э(|)фектйвен из-за низкого снижения проницаемости для газа.

Цель изобретения - повышение надёжности блокирования газонасыщенной части пласта.

Указанная цель достигается тем, что согласно способу эксплуатации нефтяной скважины, заключающемуся в извлечении нефти из пласта путем создания депрессии, блокирования газонасыщенной части пласта для предотвращения прорыва газа в- скважину путем перфорирования обсадной .колонны в газонасыщеннрй части пласта и закачки водного раствора поверхностно-активного вещества, размещение перфорированных отверстий на обсадной колонне производят по логарифмическому закону, а перед закач-; кой водного раствора поверхностноактивного вещества закачивают углеводородный конденсат.

Причем размещение перфорационных отверстий по логарифмическому закону осуществляют с увеличением плотности перфорации к зоне газонефтяного контакта.

Кроме того, закачку конденсата и водного раствора поверхностно-активного вещества пpoизвoдяt периодически.

На чертеже изображено устройство для реализации предлагаемого способа

Скважина 1 вскрывает газовую 2 и нефтяную 3 зоны пласта и перфорируется в этих интервалах. При этом в газонасыщенной зоне перфорирование производят по логарифмическому закону с увеличением плотности перфорации к зоне газонефтяного контакта 5. Затем в скважину опускают колонну подъемных труб 6 с пакером 7 устанавливаемым на уровне газонефтянбго контакта. После этого в скважин закачивают конденсат 8 и водный растврр поверхностно-активного вещества 9. Затем скважину в течение ч, в зависимости от анизотропии и соотношения давления насыщения к пластовому давлению, эксплуатируют с максимально допустимым дебитом до образования газонефтяного контакта

пропластйа из пены 10.

,

Объемы конденсата и водного раствора поверхностно-активного вещества необходимые для закачки, определяют расчетным путем с учетом дебита сква жины, физико-химических свойств пласта и насыщающих его флюиДов, геометр рии залежи, исходя из условия обеспечения безгазового режима работы скважины на какой-то период. В расчете на безгазовый режим работы скважины в течение 12-18 мес в среднем суммарный объем конденсата и водного раствора поверхностно-активного раствора колеблется от 30 до 150 м, причем конденсата на 25 об.% больше, чем водного раствора поверхностноактивного раствора. Предлагаемый способ опробован на стенде.

Эксперимент проводят на цилиндрических образцах керна с диаметром, равным 30 мм и длиной образца 50 мм, взятых из одной скважины. Проницаемость образцов по воздуху отличается на 6%.

Первый образец насыщают водным раствором поверхностно-активного раствора Дисолван концентрации Q,k% по всему поровому объему. ЗМ порового объема второго образца насыщают конденсатом, остальную часть водным раствором поверхностно-активного раствора той же концентрации. С одной стороны образцов керна нагнетают природный газпод давлением k кгс/см до прорыва его с другой стороны, причем на втором образце газ нагнетают со стороны насыщенной конденсатом и замеряют время прорыва газа.

В образце, насыщенном поверхностноактивным веществом, прорыв газа произошел через 30 мин, а во втором образце - через 55 мин.

Проведенный эксцентрик показал, что насыщенный конденсатом и водным раствором поверхностно-активного вещества образец керна, с последовательностью насыщения конденсат- - поверхностно-активное вещество имеет большую способность по блокированию природного газа по сравнению с образцом керна, насыщенным только водным раствором поверхностно-активного вещества.

Предлагаемый способ предотвращения прорыва газа в нефтяные скважины обеспечивает простоту осуществления, выбокую надежность и эффективность за счет более длительной безгазовой эксплуатации скважин.

Формула изобретения

перфорационных отверстий по логариф мическому закону осуществляют с увеличением плотности перфорации к зоне газонефтяного контакта.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

2.Патент США № 336862 кл. 166-29, о.публик. 1968.