Способ снижения пескопроявлений в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением
Владельцы патента RU 2399751:
Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) (RU)
Изобретение относится к области газодобычи и предназначено для снижения выноса песка из добывающей скважины и повышения дебита газа. Технический результат - повышение эффективности снижения пескопроявлений в скважине, сокращение периода освоения скважины, упрощение технологии и увеличение дебита скважины. В способе снижения пескопроявлений в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением, включающем закачку в пласт через добывающую скважину раствора уретанового предполимера в ацетонсодержащем растворителе с продавкой раствора в пласт, указанный раствор содержит в качестве ацетонсодержащего растворителя ацетон или его смесь с газовым конденсатом при содержании последнего до 50% от массы смеси, раствор используют 5-30%-ный, продавку осуществляют закачкой газа, содержащего пары воды, с показателем относительной влажности не менее 10% в течение не менее 1 часа при давлении закачки указанного газа, превышающем пластовое в 1,5-5 раз. Причем после указанной обработки дополнительно осуществляют перфорацию скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.
Изобретение относится к области газодобычи и может быть использовано для снижения выноса песка из добывающей газовой скважины с аномально низким пластовым давлением и увеличения ее дебита.
Разработка газовых пластов часто сопровождается осложнениями, связанными с разрушением коллектора и, как следствие, с появлением песка в добываемой продукции. Часть песка выносится на поверхность и разрушает технологическое оборудование за счет его абразивного износа. Другая часть песка образует песчаную пробку в скважине и снижает ее дебит за счет перекрытия интервала перфорации. Для борьбы с этим явлением с целью увеличения текущего дебита по газу периодически производят работы по удалению песчаной пробки.
Известен способ удаления песчаной пробки путем промывки скважины 25-30%-ным раствором одноатомного спирта в воде с добавкой 1-1,5% поверхностно-активного вещества с использованием безмуфтовой длинномерной трубы (БДТ) [1].
Такой способ требует применения дорогостоящего оборудования и дает только кратковременный эффект. Кроме того, обычно используемый на газовых скважинах одноатомный спирт-метанол обладает токсическим действием.
Более продолжительный эффект снижения выноса песка в скважину обеспечивает использование скважинного фильтра. Согласно этому способу в скважину закачивают гравийную смесь с размером частиц от 0,4 до 1,8 мм [2]. Однако такой фильтр создает дополнительное гидравлическое сопротивление и тем самым снижает дебит продукции. Кроме того, такой фильтр оказывается дорогим и затрудняет проведение ремонтных работ и геофизических исследований.
Наиболее близким к заявленному способу является способ борьбы с пескопроявлениями в газовых скважинах, осуществляемый путем закачки в скважину раствора уретанового предполимера в ацетоне с последующим вытеснением его водой. Закачка уретанового предполимера в разбавленном растворе низшего кетона в пласт и последующее вытеснение его из пор водой приводит к образованию пространственной полимерной сетки, механически связывающей разрозненные песчинки. Вода в этом способе выполняет роль отвердителя и вытесняющего агента одновременно [3].
Недостатком данного способа является необходимость закачки в пласт больших объемов жидкости для продвижения реакционной массы в пласт. В дальнейшем эту жидкость при освоении скважины необходимо удалить. Задача удаления жидкости усугубляется в скважинах с аномально низким пластовым давлением, так как энергии давления пластового давления газа может не хватить для ее удаления из пласта. Это приводит к длительному периоду освоения. Кроме того, такой способ не приводит к увеличению дебита скважины.
Целью изобретения является повышение эффективности снижения пескопроявлений в скважине, сокращение периода освоения скважины, упрощение технологии и увеличение текущего дебита.
Поставленная цель достигается тем, что в способе снижения пескопроявлений в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением, включающем закачку в пласт через добывающую скважину раствора уретанового предполимера в ацетонсодержащем растворителе, продавку указанного раствора в пласт, указанный раствор содержит в качестве ацетонсодержащего растворителя ацетон или его смесь с газовым конденсатом при содержании последнего до 50% от массы смеси, а раствор используют 5-30%-ный, продавку его осуществляют закачкой газа, содержащего пары воды, с показателем относительной влажности не менее 10%, в течение не менее 1 часа, при давлении закачки указанного газа, превышающем пластовое в 1,5-5 раз.
Причем после указанной обработки дополнительно осуществляют перфорацию скважины.
Сущность заявленного способа состоит в том, что в газовую скважину закачивают раствор уретанового предполимера в ацетоне и продавку его в пласт влажным газом. Газ может быть использован в виде воздуха, природного попутного газа, азота. Газ в данном случае выполняет роль вытесняющего агента и переносчика водяных паров. Газ вытесняет избыток раствора полимера из порового объема. Из адсорбированного раствора при прокачке газа удаляется летучий ацетон и остается уретановый предполимер. При контакте с водой, находящейся в парообразном состоянии, предполимер отверждается и образует пространственную сетку. Эта сетка создает каркас, препятствующий движению песчинок.
Уретановый предполимер закачивается в виде 5-30%-ного раствора в ацетоне или смеси ацетона с углеводородным растворителем - газовым конденсатом. Указанный интервал концентрации предполимера выбран экспериментально. При концентрации предполимера менее 5% связывания песка не происходит. При концентрации предполимера более 30% снижается проницаемость песка по газу и, как следствие, снижается продуктивность скважины. Опытным путем определено также минимальное содержание воды в газе - 10%. Для протекания реакции отверждения уретанового предполимера в этих условиях необходимо время не менее 1 часа. Для эффективного продвижения раствора в пласт необходимо, чтобы давление закачки газа превышало пластовое в 1,5-5 раз. Более низкое давление вне этого интервала не обеспечивает продвижение раствора в пласт и может привести к снижению продуктивности скважины и увеличению сроков освоения скважины. Превышение давления более чем в 5 раз от пластового усложняет процесс нагнетания газа при отсутствии роста эффективности.
Пример 1.
Предлагаемый способ реализован на лабораторной модели пласта. Для этого модель пласта в виде цилиндра диаметром 1 см и длиной 30 см заполнили песком и определили проницаемость песка. Далее приготовили 30%-ный раствор уретанового предполимера в ацетоне и заполнили этим раствором поры песка. Далее прокачали через модель воздух с влажностью 10% в течение 1 часа. Определили проницаемость и произвели испытания прочности образующегося материала. В результате установлено, что после такой обработки несвязанного песка его проницаемость снизилась на 5%, а предел прочности на сжатие составил 7 МПа. Таким образом, предложенный способ позволяет связывать песок в твердую структуру при одновременном сохранении фильтрационных свойств.
По аналогии провели исследование прочности песка, полученного после аналогичной обработки песка раствором предполимера с концентрацией 5 мас.%. Установлено, что содержание полимера ниже 5% в растворе ацетона не обеспечивает связывание песка в прочную структуру.
Пример 2.
Аналогично примеру 1 приготовлен 15%-ный раствор уретанового предполимера в растворителе, содержащем 50% ацетона и 50% газового конденсата. В результате получен отвержденный образец песка с прочностью 3 МПа.
Пример 3.
Газовая скважина, работающая на сеноманском газовом горизонте с пластовым давлением 21 атм, имеет дебит 75 тыс.м3 газа в сутки. При этом выносится песок и наблюдается поднятие текущего забоя. Периодически скважина останавливается для проведения ремонтных работ по удалению песчаной пробки.
Для снижения выноса песка и снижения скорости роста песчаной пробки проведены мероприятия по снижению выноса песка из пласта. С этой целью зону перфорации скважины очистили от песка и установили текущий забой на 2 м ниже нижнего уровня перфорации. В дальнейшем в скважину через насосно-компрессорную трубу - НКТ последовательно закачали 5 м3 10%-ного раствора уретанового предполимера в ацетоне. Далее через НКТ в скважину при помощи бустерной установки УНГ-8/15 подавали насыщенный влагой - с относительной влажностью 15% - природный газ и под давлением 63 атм (в 3 раза выше пластового) в течение 5 часов. Остановили скважину на технологический отстой для завершения реакции отверждения уретанового предполимера (смолы). Далее скважина работала на факельную линию в течение 48 часов, после чего была переведена в рабочий режим.
По результатам эксплуатационных данных вынос песка снизился до 10 г в сутки. Межремонтный период для удаления песчаной пробки увеличился с 3 до 7 месяцев. Дебит скважины по газу не изменился.
Аналогичным образом была проведена обработка газовых скважин № 2 и № 3. Для контроля использована газовая скважина №4, на которой была проведена промывка песчаной пробки, но не проводилась обработка по предлагаемой технологии.
Результаты представлены в таблице.
| Таблица | |||||||
| Результаты испытаний способа для снижения пескопроявлений в газовых скважинах. | |||||||
| СКВ № | Интервал перфорации, м | Исходный забой, м | Удалено песчаной пробки после ремонта, м | Рост песчаной пробки за 3 месяца | Количество полимера, кг | Дебит, тыс.м3 | |
| До ремонта | После ремонта | ||||||
| 1 | 1145-1172 | 1232 | 34 | 15 | 350 | 75 | 83 |
| 2 | 1130-1190 | 1192 | 32 | 24 | 450 | 76 | 76 |
| 3 | 1151-1199 | 1301 | 6 | 1 | 400 | 114 | 116 |
| 4 | 1047-1095 аналог | 1238 | 94 | 96 | 0 | 105 | 102 |
Пример 4.
Одну из скважин обработали по способу, описанному в примере 3. После проведения закачки в скважину 800 кг уретанового предполимера в виде 20%-ного раствора в ацетоне, затем - через НКТ в скважину при помощи бустерной установки УНГ-8/15 подачи насыщенного влагой - с относительной влажностью 15% - природного газа под давлением 63 атм (в 3 раза выше пластового) в течение 5 часов. Остановили скважину на технологический отстой для завершения реакции отверждения уретанового предполимера (смолы). Через 1 месяц произвели перфорацию скважины. В результате установлено, что дебит выноса песка прекратился, а дебит по газу увеличился на 2 тыс.м3 в сутки.
Из приведенных примеров видно, что предлагаемый способ позволяет достичь поставленной цели - снизить вынос песка при одновременном сохранении и даже увеличении текущего дебита газа по сравнению с контрольным опытом (скв. № 4, табл., где за тот же период - 3 месяца песчаная пробка полностью восстановилась и дебит по газу снизился).
Источники информации
1 RU 2188304, 28.12.2001, E21B 37/00, E21B 19/22. Способ промывки песчаной пробки.
2. RU 2206719, 2001.12.26. Способ сооружения гравийного фильтра в скважине.
3. RU 2285791, 2005.11.21. Способ борьбы с пескопроявлениями в газовых скважинах.
1. Способ снижения пескопроявлений в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением, включающий закачку в пласт через добывающую скважину раствора уретанового предполимера в ацетонсодержащем растворителе с продавкой указанного раствора в пласт, отличающийся тем, что указанный раствор содержит в качестве ацетонсодержащего растворителя ацетон или его смесь с газовым конденсатом при содержании последнего до 50% от массы смеси, раствор используют 5-30%-ный, продавку осуществляют закачкой газа, содержащего пары воды, с показателем относительной влажности не менее 10% в течение не менее 1 ч при давлении закачки указанного газа, превышающем пластовое в 1,5-5 раз.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после указанной обработки дополнительно осуществляют перфорацию скважины.
