Обводнение призабойной зоны скважин
Борьба с обводнением скважин | Статья в журнале «Молодой ученый»
Библиографическое описание:
Билянский К. В. Борьба с обводнением скважин // Молодой ученый. 2020. №7. С. 16-18. URL https://moluch.ru/archive/297/67366/ (дата обращения: 29.03.2020).
На многих месторождениях России наблюдается сильное обводнение скважин. По мере вытеснения пластового флюида водой случается неизбежное заводнение скважин водой, правда в последнее время виной этому ещё и отслужившие свой срок скважины, это приводит к уменьшению дебитов и в некоторых случаем к полному его прекращению. В данной работе рассматриваются причины обводнения скважин, проблемы из-за обводнения скважин и различные методы предотвращения и устранения обводнения скважин.
Ключевые слова: обводнение, скважины, нефть, газ.
Обводнение скважин естественный процесс в ходе разработки любого месторождения углеводородных ресурсов, это является достаточно большой и широко распространенной проблемой. Обводнение скважин происходит в результате перемещения водонефтяного контакта во внутреннюю часть залежи, где раньше была нефть, неоднородность пласта оказывает на это не малое влияние. Эксплуатация при обводненности скважины более 98 % может допускаться только в отдельных случаях, при сочетании благоприятных геологических и организационных условий, делающих продолжение их работы экономически целесообразным. [5] (рис.1).
Рис. 1. Схема движения воды в пласте: 1 — вода, 2 — водонефтяной контакт, 3 — нефть
Вода так же может поступать вследствие разрушения обсадных колонн (трещины рис. 2., через резьбовые соединения),
Рис. 2. Сквозные отверстия обсадной колонны в результате коррозии
Такие разрушения возникают из-за плохого цементирования, химической коррозии (рис.3).
Рис. 3. Коррозия обсадной колонны
Также возможен переток флюидов из других пластов из-за некачественной изоляции пластов. Обводнение скважин является главной причиной перевода эксплуатационных скважин в бездействующий фонд. [1] По состоянию на 01.01.2000 общий фонд ОАО «Газпром» составлял 9716 скважин, из которых 53,3 % приходилось на действующий фонд. Его «старение» вызывает необходимость постоянного проведения ремонтно-восстановительных работ. На начало 2000 г. в ожидании капитального ремонта скважин находилось 62,3 % бездействующего фонда [2]. Огромное количество скважин в России было пробурено ещё Советским Союзом в 196Х-198Х годах, и в настоящее время требуют ремонта, из-за большого времени эксплуатации этих скважин наблюдается сильное обводнение, разрешение призабойной зоны пласта, разрушение обсадных колонн.
Проблемы, возникающие из-за обводнения скважины:
− Достоверность газового фактора понижается, что влияет на всю проектную технологию разработки пласта
− Дебит скважин становится недостоверным
− Снижению текущей добычи нефти
− Снижение дебита газовых скважин
− Необходимость сепарации большего количества жидкости, увеличивается риск гидратообразования
Снижение обводнения скважин можно добиться группой методов регулирования процесса разработки. Уменьшение обводненности можно достичь оптимизацией работы нагнетательных и добывающих скважин, так же можно применить третичные методы разработки месторождений. Если обсадные колонны нуждаются в ремонте, то следует провести ремонтно-изоляционные работы: ликвидировать негерметичность обсадных колонн, изоляция отдельных водонесущих пластов, изоляция обводненных в следствии выработки пластов [3]. В газовых скважинах есть два этапа обводнения: начальный и конечный. Начальный это когда вода только начинает выноситься с забоя на поверхность, конечный, когда вода начинает накапливаться в насосно-компрессорных трубах и создает столб жидкости. Избавиться от обводненности можно при помощи следующих методов: плунжерный подъем жидкости, продувки и газлифт, применение ПАВ для вспенивания и подъема жидкости [4].
Чтобы грамотно принять решение, как бороться с обводнением, нужно знать приток воды и её состав, зная эти составляющие можно эффективно контролировать характер обводнения пласта и скважины.
Литература:
- Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов — М.: Недра, 1998.-365с.
- Потеева О. А. Нормирование расхода материально-технических ресурсов при проведении капитального ремонта скважин. / Научно-экономический сборник. Серия «Экономика, организация и управление производством в газовой промышленности. — М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2001, № 4, с. 26–30.
- Обводнение месторождений — коренной вопрос современности российской нефтегазовой отрасли // https://oilcapital.ru/. URL: https://oilcapital.ru/news/markets/02–05–2007/obvodnenie-mestorozhdeniy-korennoy-vopros-sovremennosti-rossiyskoy-neftegazovoy-otrasli (дата обращения: 11.02.2020).
- Сизова Екатерина Михайловна Причины обводнения газовых скважин // Вопросы науки и образования. 2017. № 1 (2). URL: https://cyberleninka.ru/article/n/prichiny-obvodneniya-gazovyh-skvazhin (дата обращения: 11.02.2020).
- Обводненность скважин // https://neftegaz.ru/. URL: https://neftegaz.ru/tech-library/burenie/142297-obvodnennost-skvazhin/ (дата обращения: 11.02.2020).
Основные термины (генерируются автоматически): обводнение скважин, скважина, бездействующий фонд, водонефтяной контакт, колонна.
moluch.ru
Способ обработки призабойной зоны обводненной добывающей скважины
Использование: изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны обводненных добывающих скважин. Сущность изобретения: способ обработки призабойной зоны обводненной добывающей скважины включает закачку в призабойную зону раствора поверхностно-активного вещества определяют источник обводнения и обводненный пропласток. Останавливают нагнетательные скважины, сообщающиеся по обводненному пропластку с обрабатываемой добывающей скважиной. Проводят технологическую выдержку для снижения пластового давления в обводненном пропластке. Проводят изоляцию обводненного пропластка с технологической выдержкой. Заполняют зону перфорации интенсифицирующей жидкостью на основе солевого водного раствора, включающей 0,1-1% поверхностно-активного вещества и 0,01-0,1% полиакриламида. В среде интенсифицирующей жидкости проводят импульсное воздействие давлением до возникновения приемистости скважины не менее 70% приемистости ближайших нагнетательных скважин. Закачивают раствор поверхностно-активного вещества. После закачки раствора поверхностно-активного вещества проводят вызов притока с депрессией на пласт в первые 10 сут менее 4 МПа с последующим увеличением до 6 МПа. Использование изобретения позволяет повысить объем добываемой нефти.
Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны обводненных добывающих скважин.
Известен способ обработки призабойной зоны обводненной добывающей скважины, включающий закачку в призабойную зону раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ) с кислотой [1] Недостаток способа заключается в низкой добыче нефти. В ходе обработки призабойной зоны добывающей скважины кислота не снижает обводненности. Известен способ обработки призабойной зоны обводненной добывающей скважины, включающий закачку в призабойную зону раствора поверхностно-активного вещества [2] Недостатком способа является низкая добыча нефти. В ходе обработки призабойной зоны добывающей скважины ПАВ не снижает обводненности. Цель изобретения повышение добычи нефти. Поставленная цель достигается тем, что в известном способе обработки призабойной зоны обводненной добывающей скважины, включающем закачку поверхностно-активного вещества, согласно изобретению, перед закачкой раствора поверхностно-активного вещества определяют источник обводнения и обводненный пропласток, останавливают нагнетательные скважины, сообщающиеся по обводненному пропластку с обрабатываемой добывающей скважиной, проводят технологическую выдержку для снижения пластового давления в обводненном пропластке, проводят изоляцию обводненного пропластка с технологической выдержкой, заполняют зону перфорации интенсифицирующей жидкостью на основе солевого водного раствора, включающей 0,1-1% поверхностно-активного вещества и 0,01-0,1% полиакриламида, и в ее среде проводят импульсное воздействие давлением до возникновения приемистости скважины не менее 70% приемистости ближайших нагнетательных скважин, а после закачки раствора поверхностно-активного вещества проводят вызов притока с депрессией на пласт в первые 10 сут не менее 4 МПа с последующим увеличением до 6 МПа. Существенные признаки: 1. Определение источника обводненности и обводненного пропластка. 2. Остановка нагнетательных скважин, сообщающихся по обводненному пропластку с обрабатываемой добывающей скважиной. 3. Проведение технологической выдержки для снижения пластового давления в обводненном пропластке. 4. Проведение изоляции обводненного пропластка с технологической выдержкой. 5. Заполнение зоны перфорации интенсифицирующей жидкостью на основе солевого водного раствора, включающего 0,1-1% ПАВ и 0,01-0,1% полиакриламида. 6. Проведение в среде интенсифицирующей жидкости импульсного воздействия давлением до возникновения приемистости скважин не менее 70% приемистости ближайших нагнетательных скважин. 7. Закачка в призабойную зону раствора ПАВ. 8. После закачки раствора ПАВ проведение вызова притока с депрессией на пласт в первые 10 сут не менее 4 МПа с последующим увеличением до 6 МПа. При добыче нефти происходит прорыв рабочего агента по наиболее проницаемым пропласткам и обводнение добываемой продукции в добывающей скважине. В предложенном способе решается задача снижения обводненности добываемой продукции и одновременного увеличения дебита по нефтенасыщенным пропласткам. Для решения этой задачи определяют источник обводнения и добиваются снижения давления в обводненном пропластке остановкой ближайших нагнетательных скважин. Снижение давление позволяет с меньшими затратами и на большую глубину заизолировать обводненный пропласток. После изоляции проводят интенсифицирующие обработки нефтенасыщенных пропластков в среде интенсифицирующей жидкости импульсным воздействием давления. Интенсифицирующая жидкость под действием импульсов давления проникает в поровые каналы нефтенасыщенных пропластков, очищает их, выравнивает проницаемости очищенных пропластков и закрепляет эффект обработки на длительное время. Состав интенсифицирующей жидкости готовят на солевом водном растворе попутной пластовой воды, имеющей сродство с пластовыми флюидами. Количество ПАВ и полиакриламида подобрано экспериментально. В среде интенсифицирующей жидкости проводят импульсное воздействие давлением, например, взрывом детонирующего шнура, нагнетанием до 7-8 МПа и сбросом давления на устье скважины, гидроимпульсным пульсатором, создающим импульсы частотой 6-20 Гц и давление 13-15 МПа на устье, и т.п. Продолжительность и величину импульсного воздействия давлением осуществляют до возникновения приемистости не менее 70% приемистости ближайших нагнетательных скважин. Достижение приемистости скважин не менее 70% гарантирует необходимую степень повышения проницаемости призабойной зоны. После достижения приемистости 70% от приемистости ближайших нагнетательных скважин закачивают раствор ПАВ 0,05-0,1% концентрации в объеме обработки призабойной зоны для закрепления эффекта обработки. Из практики замечено, что при отсутствии закачки ПАВ эффект обработки быстро исчезает. Вызов притока с депрессией на пласт до 4 МПа в течение первых 10 сут и последующим увеличением до 6 МПа является щадящим режимом, позволяющим сохранить химреагенты в призабойной зоне и предотвратить их вынос в скважину. Пример 1. Обрабатывают нефтедобывающую скважину глубиной 2730 м. Продуктивный пласт расположен на глубине 2700-2710м. Коллектор карбонатный. Определяют обводненный пропласток, который находится на глубине 2704-2705 м. Давление в обводненном пропластке 28,5 МПа, в пласте 27 МПа. Останавливают две нагнетательные скважины на расстоянии 500 м от добывающей скважины, которые по указанному обводненному пропластку сообщаются с обрабатываемой добывающей скважиной. Проводят технологическую выдержку в течение 8 сут для снижения пластового давления в обводненном пропластке. Через 8 сут давление в обводненном пропластке составляет 27 МПа. Далее проводят изоляцию обводненного пропластка гелеобразующим раствором в объеме 30 м3. Состав гелеобразующего раствора: 0,5 кг полиакриламида, 0,15 кг бихромата калия, 0,2 г лигносульфоната, 99,15 кг воды. Проводят технологическую выдержку 2 сут. После чего заполняют зону перфорацией добывающей скважины интенсифицирующей жидкостью на основе солевого водного раствора плотностью 1,15 г/см3, включающего ПАВ-неонол с концентрацией 0,1% Всего 3 м3 интенсифицирующей жидкости. В среде интенсифицирующей жидкости проводят импульсное воздействие давлением, взрывая поочередно 2 детонирующих шнура длиной 3 м. В результате приемистость скважин составляет 280 м3/сут, приемистость ближайших нагнетательных скважин 400 м3/сут. Закачивают в призабойную зону ПАВ неонол в объеме 50 м3. Далее проводят вызов притока с пониженным уровнем жидкости в скважине на глубине не более 400 м в первые 10 сут с последующим снижением уровня жидкости на глубине не более 600 м. Обводненность добываемой продукции снизилась с 70 до 35% дебит скважин возрос с 18 до 21 т/cут. Пример 2. Выполняют, как пример 1. Изоляцию обводненного пропластка производят эмульсией в объеме 25 м3, имеющей состав: 0,5%-го раствора полиакриламида 0,5 т, бихромата калия 0,08 т, нефтенола ВВД (неонол) 1 т, лигносульфоната КССБ 0,3 т и воды 12 т. Проводят технологическую выдержку 6 ч. После чего заполняют зону перфорации добывающей скважины 3 м3 интенсифицирующей жидкостью на основе солевого водного раствора плотностью 1,17 г/см3, включающего ПАВ сульфонол с концентрацией 0,5% и полиакриламид с концентрацией 0,05% В среде интенсифицирующей жидкости проводят импульсное воздействие давлением 13-15 МПа с частотой 6-20 Гц с помощью гидроимпульсного пульсатора ТИМ. В результате приемистость скважины составляет 280 м3/сут (приемистость ближайших нагнетательных скважин 400 м3/сут). Закачивают в призабойную зону ПАВ сульфонол в объеме 50 м3. Далее все, как в примере 1. Обводненность добываемой продукции снизилась с 70 до 30% дебит скважины возрос с 18 до 25% Пример 3. Выполняют, как пример 1. Изоляцию обводненного пропласта производят пеной в объеме 35 м3. Пена имеет следующий состав: ПАВ (ОП-10), 0,75-4,0 вес. хлористый кальций 0,1-3,0% углеводород 0,01-0,8% вода остальное. Производят технологическую выдержку 2 ч. После чего заполняют зону перфорации добывающей скважины 3 м3 интенсифицирующей жидкостью на основе солевого раствора плотностью 1,20 г/см3, включающего ПАВ ОП-10 с концентрацией 1% и полиакриламид с концентрацией 0,1% В среде интенсифицирующей жидкости проводят импульсное воздействие давлением, повышая давление на устье скважины до 7-8 МПа и сбрасывая его до 0. Воздействие проводят за 20-30 циклов. В результате приемистость скважины составляет 290 м3/сут. Закачивают в призабойную зону ПАВ ОП-10 в объеме 50 м3.Далее все, как в примере 1. Обводненность добываемой продукции снизилась с 70 до 40% Дебит скважины возрос с 18 до 26 т/сут.Формула изобретения
Способ обработки призабойной зоны обводненной добывающей скважины, включающий закачку в призабойную зону раствора поверхностно-активного вещества, отличающийся тем, что перед закачкой раствора поверхностно-активного вещества определяют источник обводнения и обводненный пропласток, останавливают нагнетательные скважины, сообщающиеся по обводненному пропластку с обрабатываемой добывающей скважиной, проводят технологическую выдержку для снижения пластового давления в обводненном пропластке, проводят изоляцию обводненного пропластка с технологической выдержкой, заполняют зону перфорации интенсифицирующей жидкостью на основе солевого водного раствора, включающей поверхностно-активное вещество с концентрацией 0,1 1% и полиакриламид с концентрацией 0,01 0,1% и в ее среде проводят импульсное воздействие давлением до возникновения приемистости скважины не менее 70% от приемистости ближайших негнетательных скважин, а после закачки раствора поверхностно-активного вещества проводят вызов притока с депрессией на пласт в первые 10 сут. менее 4 МПа с последующим увеличением до 6 МПа.findpatent.ru
Обводненность скважин - Техническая библиотека Neftegaz.RU
5575
Cодержание воды в продукции скважины, определяемое как отношение дебита воды к сумме дебитов нефти и воды
Обводненность скважины - это содержание воды в продукции скважины, определяемое как отношение дебита воды к сумме дебитов нефти и воды.
Обводненность скважин определяют систематическим отбором проб жидкости, поступающей из скважин, и автоматическим контролем за обводненностью.
Характер обводнения пластов-коллекторов различен - он зависит от свойств продуктивных пластов, начальных условий залегания нефти в пласте и системы разработки нефтяных месторождений.
Главное влияние на этот показатель оказывает послойная и зональная неоднородность пластов.
Интенсивнее всего обводняются наиболее проницаемые прослои пласта, а слабопроницаемые слови обводняются очень медленно.
Неравномерное обводнение пластов по их мощности и простиранию усиливается при высоком соотношении вязкости нефти и воды.
Основной причиной обводнения добывающих скважин является прорыв нагнетаемой воды, т.к. плотности закачиваемой и добываемой воды совпадают.
Для снижения обводненности продукции добывающей скважины необходимо проведение комплекса мероприятий, включающего ограничение объемов закачки воды в залежь и изоляцию обводнившихся пропластков.
Эксплуатация при обводненности скважины более 98% может допускаться только в отдельных случаях, при сочетании благоприятных геологических и организационных условий, делающих продолжение их работы экономически целесообразным.
Обводненность скважин наряду с производительностью является одним из важнейших показателей, определяющих величину прямых затрат на добычу.
neftegaz.ru
Обводнение - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Обводнение - скважина
Cтраница 1
Обводнение скважин нижней пластовой водой - довольно часто встречающееся явление. В отличие от обводнения за счет конусообразования воды в этом случае принято считать, что обводнение происходит вследствие нарушения герметичности в зацементированном кольцевом пространстве. Последнее обосновывается тем, что отделение эксплуатируемого нефтеносного пласта от водоносного водонепроницаемым глинистым или ар-гиллитовым пластом мощностью иногда до 10 м и более исключает конусообразование воды. А вторжение воды из нижележащего водоносного пласта объясняют образованием водопрово-дящих каналов, трещин и щелей под действием депрессии, возникающей во время освоения или эксплуатации скважины. [1]
Обводнение скважин нижней пластовой водой - широко распространенное и вместе с тем весьма сложное явление. Общепризнанной причиной вторжения этих вод в настоящее время считают образование конуса воды в призабойной зоне и проникновение воды по затрубному пространству вследствие некачественного цементажа эксплуатационной колонны. [2]
Обводнение скважин этой группы в соответствии с геологическими особенностями строения пласта происходит в три стадии. Если имеется один водонепроницаемый прослой, то второй отрезок будет параллелен оси абсцисс. [3]
Обводнение скважин всегда приводит к прогрессирующему снижению притока нефти независимо от причин притока воды. При этом неэкономно расходуется и пластовая энергия залежи. В процессе разработки водоплавающих частей залежи, особенно при сравнительно невысокой анизотропии и литологической однородности пластов, происходит обводнение скважин в результате образования конусов воды. [4]
Обводнение скважин и пласта может быть вызвано возникновением вертикальных трещин [12, 33] в результате тектонических нарушений и воздействия переменных давлений в процессе бурения скважин. Такие нарушения часто обнаруживаются даже при бурении скважин по выходу на поверхность промывочной жидкости на различном расстоянии от скважины, обсаженной колонной на достаточно большую глубину. [5]
Обводнение скважин нагнетаемой водой часто происходит с образованием языков. В этом случае ограничение притока воды приведет к перетоку ее в сторону менее проницаемых участков пласта ( деформированию контуров языка воды), выравниванию фронта ее продвижения, а следовательно, к повышению нефтеотдачи всего пласта. [6]
Обводнение скважин в основном происходит вследствие низкого нефте-насыщения коллектора и, наоборот, высокого содержания связанной воды. [7]
Обводнение скважин происходит неравномерно, отдельные скважины обводняются почти полностью и быстро, другие продолжительный период времени дают безводную нефть, при этом характер указанных явлений не согласуется часто с положением забоя сква - жины по отношению к водо-нефтяномзг контакту. [8]
Обводнение скважин пресной водой прежде всего устанавливается по плотности или химическому составу отбираемой воды, существенно отличающихся от пластовой. Ясно, что интервалы обводнения продуктивного пласта таким образом устанавливать невозможно. [9]
Обводнение скважин при этом режиме происходит сравнительно быстро. [11]
Обводнение скважины происходит относительно быстро. Однако при сильной слоистой неоднородности пласта обводнение скважин может растягиваться во времени, так как по хорошо проницаемым прослоям пластовая вода быстро достигает забоев скважин, а по плохо проницаемым - медленно. При водонапорном режиме происходит достаточно эффективное вытеснение нефти и достигаются наиболее высокие коэффициенты нефтеотдачи. [12]
Обводнение скважин, имеющих подошвенную воду, идет самыми различными темпами, что зав
www.ngpedia.ru
Способ крепления призабойной зоны скважины
Изобретение относится к технике и технологии капитального ремонта скважин, а именно к способам фильтрации флюида из продуктивного пласта газовых скважин. Обеспечивает повышение качества крепления призабойной зоны пласта за счет повышения стабильности и улучшения фильтрационных свойств фильтрующего материала. Сущность изобретения: спускают насосно-компрессорные трубы. Приготавливают фильтрующий материал. В качестве фильтрующего материала используют песчаную смесь. Закачивают в пласт по насосно-компрессорным трубам под давлением фильтрующий материал. Закачку производят через перфорацию обсадной эксплуатационной колонны. Перекрывают в один слой перфорационную часть обсадной эксплуатационной колонны. Перекрытие производят песчаной смесью с частицами песка одного размера. Для последующих слоев, создаваемых в колонне, закачивают песок. Причем размер фракции песка увеличивают последовательно для каждого последующего слоя. Количество слоев после первого и величину фракции песка в каждом слое определяют по результатам гранулометрического анализа кернового материала породы-пласта. Размер фракции песка в первом слое должен быть равным не менее 5, а в последнем слое не более 120 средних диаметров частиц, слагающих породу-пласт. 1 ил.
Изобретение относится к технике и технологии капитального ремонта скважин, а именно к способам фильтрации флюида (газа) из продуктивного пласта газовых скважин.
Известен способ крепления призабойной зоны скважины, включающий спуск обсадной эксплуатационной колонны, приготовление и закачку тампонажного (цементного) раствора в затрубное пространство, его отверждение, разбуривание остатков цементного камня в колонне и перфорацию колонны [1]. Недостатком данного способа является то, что из продуктивного пласта со слабосцементированной породой через перфорационные каналы в скважину поступают алевролитовые суспензии, пески, а это приводит к закупориванию каналов и, как следствие, к прекращению эксплуатации скважины. Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ крепления призабойной зоны пласта скважины, включающий спуск насосно-компрессорных труб (НКТ), приготовление и закачку по НКТ под давлением через перфорацию обсадной эксплуатационной колонны тампонажного раствора в пласт и его отверждение. Затем ведут разбуривание цементного камня в колонне и перфорацию колонны. Тампонажный раствор состоит из цемента, песка, воды, соли и карбонатов кальция [2]. Однако известный способ имеет недостатки. Во-первых, этот способ требует значительных материальных и трудовых затрат на: приобретение материалов - цемент, соль, карбонаты; приготовление раствора; использование дополнительного оборудования; разбуривание остатков цементного камня в колонне; возможную дополнительную перфорацию; вымыв из цементного камня соли. В скважинах с неглубоким залеганием (до 800 м) продуктивных пластов применение такого способа вообще нецелесообразно. Во-вторых, тампонажный раствор при закачке в пласт теряет свою стабильность, то есть цемент и песок при движении по стволу в пласт выпадают в осадок, в результате чего цементный камень получается неоднородным, рыхлым, непрочным, и, как следствие, поставленная цель не достигается - не создается фильтрующий тампонажный камень. В-третьих, солевой раствор благоприятно способствует образованию коррозии в трубах, что ускоряет их износ и уменьшает прочностные свойства. Перечисленные недостатки снижают качество крепления призабойной зоны пласта. Целью предлагаемого изобретения является повышение качества крепления призабойной зоны пласта за счет повышения стабильности и улучшения фильтрационных свойств фильтрующего материала. Поставленная цель достигается тем, что в известном способе крепления призабойной зоны скважины, включающем спуск насосно-компрессорных труб (НКТ), приготовление и закачку по НКТ под давлением фильтрующего материала в пласт через перфорацию обсадной эксплуатационной колонны, согласно изобретению в пласт с перекрытием в нем и в самой колонне в один слой перфорационной части обсадной эксплуатационной колонны закачивают песчаную смесь с частицами песка одного размера, а для последующих слоев, создаваемых в колонне, закачивают песок, размер фракции которого увеличивают последовательно для каждого последующего слоя, при этом количество слоев после первого и величину фракций песка в каждом слое определяют по результатам гранулометрического анализа кернового материала породы - пласта, причем размер фракции песка в первом слое должен быть равным не менее 5, а последний не более 120 средним диаметрам частиц, слагающих породу-пласт. На чертеже представлена схема намыва песчаного фильтра в скважине, содержащая насосно-компрессорные трубы (НКТ) 1, обсадную эксплуатационную колонну 2 с перфорацией 3, первый слой 4 фильтра, продуктивный пласт 5, последующие слои 6 фильтра в колонне над перфорацией 3, искусственный забой-мост 7. Способ осуществляют следующим образом: На поверхности у устья скважины по известной технологии готовят необходимые объемы песчаной смеси для каждого слоя отдельно. В первый слой 4 фильтра песчаную смесь размером фракции песка не менее 5 средних диаметров частиц, слагающих породу-пласт, закачивают под давлением в пласт с запасом в объеме так, чтобы перекрыть перфорационный участок обсадной эксплуатационной колонны. Если размер фракции закачиваемого песка менее 5 средних диаметров частиц, то происходит засорение вышележащих слоев фильтра, качество фильтрации флюида снижается. Последующие слои 6 фильтра, находящиеся над перфорацией в обсадной эксплуатационной колонне, создают последовательно один над другим. По результатам проведенных экспериментов оптимальная высота верхней части песчаного фильтра (Нф), находящегося над перфорацией обсадной эксплуатационной колонны, не должна превышать высоту перфорации самой обсадной эксплуатационной колонны (Нп) и ее регулируют в зависимости от пластового (Рпл) и гидростатического (Ргидр) давления в скважине коэффициентом: где Нф - высота верхней части песчаного фильтра, м, Нп - высота перфорации, м, Рпл - пластовое давление, кГс/см2, Ргидр - гидростатическое давление, кГс/см2. Количество слоев песка над первым слоем в обсадной эксплуатационной колонне и величину фракций песка в каждом слое определяют по результатам гранулометрического анализа кернового материала породы-пласта, при этом размеры фракций песка для каждого последующего слоя увеличивают пропорционально, но не более 120 средних диаметров частиц, слагаемых породу-пласт для последнего слоя (3). Если размер фракций песка для последнего слоя выше 120 средних диаметров частиц, то качество фильтрации флюида не улучшается. После проведения таких операций призабойная зона пласта закрепляется и скважина готова к вызову притока флюида (газа). Пример: На скважине давление пластовое (Рпл) составляет 20 кГс/см2, а гидростатическое (Ргидр) - 28,6 кГс/см2, отсюда коэффициент равен К=0,7. Высота перфорации (Нп) - 5 м. Затем рассчитывают высоту верхней части песчаного фильтра по формуле:которая составляет 3,5 м. Отсюда видно, что высота верхней части песчаного фильтра не превышает высоту перфорации обсадной эксплуатационной колонны. Сравнение предлагаемого технического решения с прототипом позволяет установить соответствие критерию "новизна". Использование предлагаемого технического решения позволит повысить качество крепления призабойной зоны пласта за счет повышения стабильности и улучшения фильтрационных свойств фильтрующего материала. Экономический эффект от использования данного технического решения ориентировочно составит в пределах 60-80% на одну скважину в сравнении с традиционными методами. Источники информации
1. Патент РФ 20051656, опубликованный 30.12.1993. 2. Башкатов А. Д. Предупреждение пескования скважин, Москва, "Недра", 1991 г.
Формула изобретения
РИСУНКИ
Рисунок 1findpatent.ru
