Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин



Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин
Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин

 


Владельцы патента RU 2475622:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" (RU)

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам крепления призабойной зоны продуктивного пласта. Технический результат - повышение эффективности крепления путем создания устойчивого объемного осадка при максимальном сохранении емкостных и фильтрационных характеристик призабойной зоны продуктивного пласта, а также расширение ассортимента химических реагентов при осуществлении способа. Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта включает последовательную закачку в пласт через добывающую скважину водного раствора соли металла, а в качестве тампонирующего состава - водного раствора хлористого кальция с образованием в пластовых условиях нерастворимого в воде соединения - объемного осадка. При этом закачку растворов производят в соответствии со стехиометрическими коэффициентами, обеспечивающими наибольший выход осадка. В качестве водного раствора соли металла используют водный раствор гидрокарбоната натрия с концентрацией 10-20 мас.%. 2 табл.

 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам крепления призабойной зоны продуктивного пласта.

Анализ существующего уровня техники показал следующее.

Известен способ крепления призабойной зоны пласта путем закачки наполнителя и связывающего агента (см. а.с. № 1168700 от 27.08.81 г. 11, кл. Е21В 33/13, опубл. в БИ № 27, 1985 г.). В качестве наполнителя в призабойную зону закачивают битуминозный песчаник, а в качестве связывающего агента - дизельные или масляные щелочные отходы и водный раствор хлористого кальция. Битуминозный песчаник предварительно обрабатывают и закачивают в пласт в смеси с дизельными или масляными щелочными отходами при соотношении их объемов соответственно 1:3, после чего последовательно закачивают разделительную жидкость - воду в объеме 0,25-0,5 м3, 10%-ный водный раствор хлористого кальция в объеме, равном объему щелочных отходов, и продавочную жидкость - воду в объеме насосно-компрессорных труб, а предварительную обработку битуминозного песчаника осуществляют путем смешения породы с дизельными или масляными щелочными отходами с последующим сливом и добавлением 0,5-1%-ного водного раствора хлористого кальция, перемешиванием смеси в течение 2-3 мин, после чего раствор хлористого кальция сливают и породу промывают водой.

Недостатком указанного способа является неэффективность крепления из-за невысокой прочности сформированного песчаного барьера и снижение емкостных и фильтрационных характеристик призабойной зоны продуктивного пласта. Обусловлено это тем, что прочность созданного песчаного барьера обеспечивается связующим материалом из битума и продуктов реакции между дизельными или масляными щелочными отходами и хлористым кальцием. Битум и кальциевые мыла, получаемые в результате этой реакции, являются термопластичными материалами и не связывают песок в прочный конгломерат. К тому же при температурах выше 30°С эта связка размягчается и не обеспечивает надежного закрепления призабойной зоны пласта.

Известен способ крепления призабойной зоны пласта, согласно которому производят перфорацию обсадной колонны в размытом интервале призабойной зоны, закачивают в заколонное пространство через перфорационные отверстия кварцевый песок, затем силикат щелочного металла (натрия, калия и др.) и спиртовой раствор соли кальция (гидрат хлорида кальция, хелатный кальций и другие соли кальция, растворимые в спирте) для создания сохраняющего проницаемость цемента, который связывает песок (см. патент США № 5101901 от 03.12.90 г., кл. Е21В 33/13, 43/04, 43/12, опубл. 07.04.92 г.). Используют силикат щелочного металла с молярным соотношением SiO22О 0,5-2 и содержанием в растворе в количестве 10-60 вес.%, соль кальция с содержанием в растворе в количестве 10-40 вес.%.

Недостатком указанного способа является недостаточная эффективность крепления из-за невысокой прочности сформированного песчаного барьера и снижение емкостных и фильтрационных характеристик призабойной зоны продуктивного пласта. Это обусловлено следующим: после намыва песка в контактных зонах между частицами остается жидкость-носитель в виде пленок и тонких прослоек. При закачивании водного раствора силиката щелочного металла он идет по пути наименьшего сопротивления, заполняет в первую очередь крупные поры и не может заполнить капиллярные зоны и вытеснить эти пленки из-за их прочной связи с поверхностью песка. Снижается число контактных связей, из-за чего сформированный песчаный барьер имеет небольшую прочность. При этом водный раствор силиката щелочного металла может вымываться последующими технологическими жидкостями в начале его ввода.

Известен способ изоляции водопритоков в газовых скважинах, включающий закачку через насосно-компрессорные трубы цементного раствора при сохранении в затрубном пространстве скважины уровня жидкости на определенной глубине (см. патент SU 1758219 А2, Е21В 43/32, 1992).

Сложность в осуществлении непрерывного контроля за уровнем жидкости в затрубном пространстве скважины и отсутствие контроля за процессом закачки цементного раствора при наличии в скважине пакера ограничивают применение указанного способа на многих газовых и газоконденсатных месторождениях.

Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи, суть которого заключается в закачке в пласт через нагнетательную скважину водного раствора хлорида алюминия с последующей закачкой щелочного раствора (см. патент РФ 2039224, кл. Е21В 43/24, 1994).

Недостатком данного способа является кратковременность эффекта, так как при последующей закачке вытесняющего агента происходит размывание и вытеснение осадка.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий последовательную закачку в пласт солей многоосновной кислоты и солей щелочно-земельных металлов в виде раствора или суспензии (см. патент РФ 2108455, кл. Е21В 43/32,1998).

Недостатком данного способа является ограниченность его применения по проницаемости коллекторов.

Наиболее близким решением, взятым за прототип, является способ селективной обработки пласта, включающий последовательную закачку в пласт буферной жидкости - водного раствора соли металла и тампонирующего состава с образованием в пластовых условиях с ионами кальция нерастворимое в воде соединение - щелочной осадок. В качестве водного раствора используют соли металла 10-30% водный раствор гидросульфата натрия, а в качестве тампонирующего состава - водный раствор хлористого кальция, закачку каждого из указанных растворов производят равными порциями, объемы которых определяют исходя из толщины продуктивного пласта и диаметра скважины или скорости поглощения закачиваемых растворов (см. патент RU 2236559, МПК Е21В 33/138, 2004).

Недостатком данного способа является недостаточная продолжительность эффекта из-за низкой устойчивости изолирующего экрана к размыванию.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности крепления путем создания устойчивого объемного осадка при максимальном сохранении емкостных и фильтрационных характеристик призабойной зоны продуктивного пласта, а также расширение ассортимента химических реагентов при осуществлении способа.

Технический результат достигается тем, что в известном способе крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин, включающем последовательную закачку в пласт через добывающие скважины водных растворов реагентов с образованием в пластовых условиях нерастворимого в воде соединения -объемного осадка, используют в качестве водного раствора соль металла 10-20% водный раствор гидрокарбоната натрия, а в качестве тампонирующего состава - водный раствор хлористого кальция, закачку каждого из указанных растворов производят в соответствии со стехиометрическими коэффициентами, обеспечивающими наибольший выход осадка. Объемы растворов определяют исходя из толщины продуктивного пласта и диаметра скважины, а также ввиду необходимости полного заполнения порового заколонного пространства продуктивного пласта на расстоянии до 0,60 м от скважины.

Освоение скважины производят без выдержки на реагирование в пласте, так как реагирование в точечном объеме порового канала происходит мгновенно.

Закачку растворов в пласт производят как в остановленной, так и в работающей скважине. Для доставки растворов в заданную зону перфорации скважины и обеспечения расчетной скорости закачки используют кол-тюбинг.

Сущность предлагаемого способа состоит в следующем.

При строительстве скважины, а также в процессе эксплуатации приствольная зона продуктивного пласта испытывает гидродинамические и механические воздействия при содействии этому горного давления. Поэтому вокруг ствола скважины на расстоянии до 0,60 м от обсадной колонны возникают дефекты структуры и трещины. При слабом цементирующем веществе (глина, гипс) песчаник в этой зоне в процессе эксплуатации скважины разрушается с выносом песка вместе с газом в скважину.

Способ проверен в лабораторных условиях. Для лабораторных исследований в поровой среде использовались насыпные модели, приготовленные из рыхлых девонских песчаников, отобранных из обнажений коренных пород.

Через насыпную модель осуществляли последовательную прокачку водного раствора гидрокарбоната натрия и, в качестве тампонирующего состава, водный раствор хлористого кальция. В результате реакции ионы кальция образуют нерастворимое в воде соединение, т.е. в поровом объеме образуется закупоривающий осадок в виде тонкодисперсной взвеси, а на стенках поровых каналов в виде твердых микрокристаллов. Закачку каждого из указанных растворов производят равными порциями. Предполагается, что полученный в пластовых условиях осадок также препятствует прорыву пластовых вод, путем изоляции водопроявляющих участков пласта устойчивым в воде осадком, за счет этого происходит подключение в разработку застойных и слабодренируемых зон пласта.

Объемы растворов определяют по обычной методике исходя из выбранного условного радиуса обработки призабойной зоны, эффективной мощности пласта и пористости коллектора.

Описанные химические процессы проходят по следующей схеме:

CaCl2+2NaHCO32NaCl+Ca(HCO3)2

Дальнейший распад водного раствора Са(НСО3)2 также способствует отверждению осадка с образованием малорастворимого карбоната кальция по схеме:

Однако эта жидкость не загрязняет продуктивный пласт, т.к. при освоении скважины будет вынесена вместе с газом. Благодаря этому сохраняются емкостные и фильтрационные характеристики продуктивного пласта.

Оптимальные соотношения сухого вещества в растворах определяли стехиометрическими расчетами реакции с вычислением массовых долей, например:

для приготовления 100 мл 21,8% водного раствора СаСl2 необходимо 20 г СаСl2 и 92 мл Н2O, т.к. ρ(СаСl2)=2,51 г/см3.

Молярная масса М(СаСl2)=111 г/моль; М(NаНСО3)=84 г/моль, следовательно

для нейтрализации хлористого кальция необходимо следовательно, m(NaHCO3)=13,26 г и 93,86 мл Н2O, т.к. ρ (NaHCO3)=2,16 г/см3.

После каждой прокачки проводилось определение проницаемости по газу по формуле:

Kпр=(Q·µ·L)/(F·dP),

где Q - объем газа, прокаченного через модель;

µ - динамическая вязкость газа;

L - длина модели;

F- площадь сечения модели;

dP - разность давлений.

Лабораторный эксперимент проводился по следующей методике:

1) Подготовили насыпную модель из фракций песчаника 0,1-0,25 мм с добавлением 4% глины;

2) Замерили проницаемость до эксперимента. Она составила Кпр=4,1 мкм2;

3) Прокачали 170 мл 20% водный раствор СаСl2 примерно 6 Vпop (Vпор=28 мл);

4) Прокачали 210 мл водного раствора NaНСО3;

5) Провели просушку при низких расходах газа, примерно при 2 psi (0,13 атм);

6) Замер проницаемости после прокачки реагентов осуществляли при Р=2,04; 4,08; 6,46 атм;

7) Проводили последовательное увеличение расхода газа через модель с целью определения обнаружения минимального давления начала выноса песка. Полученные результаты представлены в фиг.1.

8) Насыщение насыпной модели пласта водой при Р=0,34 атм в течение 120 мин.

9) Прокачка воды при увеличении давления.

Полученные результаты представлены в фиг.2.

Характеристикой продуктивного пласта может являться проницаемость, как по газу, так и по воде. Критерием для оценки служит коэффициент пропорциональности между значениями проницаемости до и после создания прокачки реагентов. Коэффициент сохранения проницаемости продуктивного пласта Кпр рассчитывают по формуле

Кпр2пр/K1пp,

где K1пp - проницаемость продуктивного пласта до прокачки реагентов, мкм2;

К2пр - проницаемость продуктивного пласта после прокачки реагентов, мкм2.

Чем больше значение Кпр, тем лучше сохранены фильтрационные свойства пласта после проведения работ по креплению.

Для реализации данного способа используются доступные реагенты и вещества отечественного производства.

Хлористый кальций (ГОСТ 450-77) - бесцветные кристаллы плотностью 2,51 г/см3, tпл=112°С. Обладает высокими гигроскопическими свойствами. Растворимость (г на 100 г Н2O):74 (20°С) и 159 (100°С).

Допустимо применение плавленого, соответствующего формуле СаСl2·2Н2О с содержанием сухого вещества 66-70%, и хлористого кальция безводного, порошкообразного.

Гидрокарбонат натрия NaHCO3 (ГОСТ 2156-76) (другие названия: питьевая сода, пищевая сода, бикарбонат натрия, натрий двууглекислый) - кристаллическая соль, однако чаще всего она встречается в виде порошка тонкого помола белого цвета. Химическая формула

Двууглекислый натрий не токсичен, пожаро- и взрывобезопасен. Молекулярная масса (по международным атомным массам 1971 г.) - 84,00

Предложенный состав может готовиться в заводских условиях. Является пожаро- и взрывобезопасным. По воздействию на организм относится к веществам малоопасным и может быть широко применен на газовых промыслах.

Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта, включающий последовательную закачку в пласт через добывающую скважину водного раствора соли металла, а в качестве тампонирующего состава - водный раствор хлористого кальция с образованием в пластовых условиях нерастворимого в воде соединения - объемного осадка, отличающийся тем, что закачку растворов производят в соответствии со стехиометрическими коэффициентами, обеспечивающими наибольший выход осадка, а в качестве водного раствора соли металла используют водный раствор гидрокарбоната натрия с концентрацией 10-20 мас.%.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежи высоковязкой нефти и битума. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам восстановления герметичности обсадных колонн с большой приемистостью в интервале негерметичности.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных подтянувшимся к забою и перекрывшим нижние отверстия интервала перфорации конусом пластовых вод.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных подошвенными пластовыми водами с подъемом газоводяного контакта (ГВК) выше нижних отверстий интервала перфорации.
Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может найти применение при эксплуатации обводненной нефтяной залежи, для интенсификации работы добывающих скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно - к способам установки цементных мостов для забуривания новых стволов скважин. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к основе отверждаемого тампонажного раствора, используемого для заполнения внутреннего объема открытого и обсаженного ствола скважины между ликвидационными мостами, тампонажными флюидоупорными покрышками и экранами в процессе ликвидации скважин, а также при изоляции продуктивных горизонтов и длительной консервации скважин в пластах с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) и наличием в продукции агрессивных компонентов сероводорода и углекислого газа.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных пластовыми водами с подъемом ГВК выше середины интервала перфорации.

Изобретение относится к регулированию разработки нефтяных месторождений и может найти применение при повышении нефтеотдачи в пластах с высокой температурой или разрабатываемых тепловыми методами.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, в частности к буферным жидкостям, используемым при герметизации скважин подземных резервуаров в каменной соли.

Изобретение относится к смеси привитых сополимеров для использования в качестве добавки в химических материалах, а также при освоении, эксплуатации, комплектации подземных месторождений нефти и природного газа и в случае глубоких скважин.

Изобретение относится к смеси привитых сополимеров для использования в качестве добавки в химических материалах, а также при освоении, эксплуатации, комплектации подземных месторождений нефти и природного газа и в случае глубоких скважин.

Изобретение относится к бурению нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности, к тампонажным смесям, предназначенным для изоляции зон интенсивного (полного) поглощения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам с высокими пенообразующими свойствами, позволяющим производить вскрытие продуктивных пластов в условиях аномально низких пластовых давлений АНПД.

Изобретение относится к вязкоупругим жидкостям для разрыва подземных пластов. .

Изобретение относится к вязкоупругим жидкостям для разрыва подземных пластов. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при очистке насосно-компрессорных труб, трубопроводного транспорта, емкостей, резервуаров, насосов, скважинного оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений АСПО и минеральных солей.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при очистке насосно-компрессорных труб, трубопроводного транспорта, емкостей, резервуаров, насосов, скважинного оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений АСПО и минеральных солей.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу гидравлического разрыва в горизонтальных стволах скважин продуктивных пластов.
Наверх