Спосіб запобігання утворенню піскових пробок у нафтових та газових свердловинах

Спосіб запобігання утворенню піскових пробок у нафтових та газових свердловинах, що включає нагнітання тампонуючої суміші, який відрізняється тим, що як тампонуючу суміш використовують суміш, яка містить, мас. %: 2 2-фазна піна спінена фенолформальдегідна суміш спінена суспензія бентонітового розчину нафти (з густиною 1,1 г/см3) КМЦ 600 (з концентрацією не більше 2%) сира нафта (з в'язкістю, не більшою 10 МПа с) 3-фазна піна 50 10 10 10 в об'ємі стовбура НКТ решта. 46692 (11) UA Метод підливу з його різновидностями усуває пробкоутворення, але при цьому продовжує руйнувати породи пласта, це і є головним недоліком вказаного способу, оскільки він не усуває головної причини пробкоутворення - попадання піску з пласта та руйнування структури порід пластової системи. Найбільш близьким за суттю є спосіб запобігання руйнуванню порід пластової системи привибійної зони пласта шляхом використання тампонуючої суміші, яку нагнітають безпосередньо в структуру порід привибійної зони пласта, а як тампонуючу суміш використовують фенолформальдегідну суміш «ФФС» (пластмаса) [Балакирев Ю.А., Кроль B.C. Ускорение процесса крепления призабойной зоны нефтяных скважин пластмассой. Листок технической информации №42. Азербайджан, институт научно-технической информации, Баку, 1961 (протокол)]. Недоліком цього способу є: значний час, необхідний для здійснення реакції полімеризації, відсутність негарантованої «адреси впливу» у пластовій системі, оскільки при нагнітанні «ФФС», суміш може проникнути у насичену флюїдами частину привибійної зони пласта і, таким чином, зашкодити видобуванню нафти або газу. (19) Корисна модель відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема до способів, що попереджають піскоутворення у свердловинах. Відомо, що поява піска на вибої свердловини обумовлена різними причинами, пов'язаними з механічними властивостями продуктивного пласта. При зниженні пластового тиску в процесі розробки родовища відбувається інтенсивне обводнення свердловин. Рух пластових вод з продуктивного пласта до вибою свердловини призводить до прискорення процесів руйнування продуктивного пласта та виносу піску на вибій свердловини і утворенню піскової пробки, що перекриває інтервал перфорації свердловини і перешкоджає руху пластового флюїду, що в свою чергу призводить до повної зупинки роботи свердловини. Відомий спосіб попередження утворенню піскових пробок на вибої свердловини, у якому шляхом підливу досягається зниження концентрації піску у видобувній рідині та ліквідації умов випадіння піску на вибій свердловини, які призводять до створення піскової пробки [Сулейманов А.Б. «Разработка нефтяных месторождений скважин малого диаметра», Баку, 1965г.]. (13) U вода в об'ємі стовбура свердловини насосно-компресорних труб (НКТ) 3 46692 Таким чином, цей спосіб хоча і не допускає попадання піску із пласта до свердловини, але він створює негативні моменти при видобуванні нафти або газу та наносить екологічну шкоду оточуючому середовищу. В основу корисної моделі поставлено завдання створити такий спосіб запобігання утворенню піскових пробок у нафтових та газових свердловинах, у якому завдяки використанню нових хімічних реагентів та зміні технологічного процесу досягається гарантоване покращення умов роботи свердловини та підземного обладнання і, як наслідок, запобігання пробкоутворенню в нафтових та газових свердловинах. Для вирішення поставленої задачі запропоновано спосіб боротьби з утворенням піскових пробок у нафтових та газових свердловинах, що включає нагнітання тампонуючої суміші, у якому згідно з корисною моделлю, як тампонуючу суміш використовують суміш, яка містить, мас.%: в об'ємі стовбура свердловини насос- 2-х фазна піна но-компресорних труб (НКТ); - спінена фенолформальдегідна суміш 50%; - спінена суспензія бентонітового розчину нафта (з густиною -1,1г/см3) 10%; - КМЦ 600 (з концентрацією не більше 2%) 10% - сира нафта (з в'язкістю не більшою 10 МПа с)10%; - 3-х фазна піна в об'ємі стовбура НКТ; - вода решта. Виконання запропонованого способу. Для нагнітання тампонуючої суміші у привибійну зону пласта спочатку необхідно промити на вибої пробку, розкрити фільтр, закачати морську або стічну воду. Розраховану кількість тампонуючої суміші нагнітають у привибійну зону пласта при обов'язковій умові - доведення заливних труб до верхньої діри фільтру. Після нагнітання суміші, якщо циркуляція у свердловинні відновлюється, суміш вимивають до вибою свердловини, і сверд 4 ловина без додаткової перфорації запускається в роботу. У фільтраційній частині привибійної зони пласта затверділа суміш частково скріплює зруйновану структуру пласта, що підвищує його стійкість та запобігає його деформації. Затверділа суміш являє собою так званий фільтр, що не пропускає зерна піску. Для гомогенізації та об'єднання окремих компонентів суміші в єдине, необхідно провести технологічну витримку, яка залежить від температури колектора: - для пластів з температурою - 50-60°С - 28 діб.; - для пластів з температурою - 60-80°С - 22 доби; - для пластів з температурою - 80-100°С - 18 діб.; - для пластів с температурою – 100-150°С - 14 діб. Розглянемо на основі гіпотетичного прикладу, але з обов'язковим наближенням до реальних умов можливість використання запропонованого способу. Нафтова свердловина з геолого-технічними параметрами роботи: - вибій свердловини 3000м; - діаметр експлуатаційної колони 140мм; - пласт - теригенний, глинянопісковий; - інтервал перфорації 30003010м; - товщина пласта – 10м; - температура пласта 95°С; - пористість – 18%; - проникність 40мд; - спосіб експлуатації газліфтний; - дебіт нафти 10т/доб.; - дебіт води 30т/доб.; - кількість піску у пластовій рідині – 30%; - коефіцієнт експлуатації 0,8. У лабораторно-стендових дослідженнях були відтворені реальні умови з врахуванням наведених параметрів гіпотетичної свердловини та проведені експерименти з використання запропонованої корисної моделі, результати наведено у таблиці 1 Таблиця 1 Результати лабораторно-стендових досліджень № 1 2 3 Найближчий аналог, при Gн=10т/доб. Кількість піску у нафті, % при коеф. експлуатації 0,8 46 37 26 Комп’ютерна верстка М. Ломалова Запропонований спосіб, при Gн=10т/доб. Кількість піску у нафті, % при коеф. експлуатації 0,9 Слід 1,5 Слід Підписне Тираж 28 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601