Способ крепления призабойной зоны и предотвращения выноса песка из скважины


 


Владельцы патента RU 2485284:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин. Способ крепления призабойной зоны и предотвращения выноса песка из скважины включает закачку в скважину полиуретанового предполимера. До закачки полиуретанового предполимера в скважину закачивают изопропиловый спирт, а после закачки предполимера - буфер из товарной девонской нефти и затем продавливают водой плотностью 1000-1200 кг/м3. Причем продавку осуществляют с максимально допустимой скоростью для образования пленки полимера, скрепляющей зерна песка призабойной зоны. Изобретение позволяет увеличить время отсутствия контакта полиуретанового предполимера с водой, что позволяет обеспечить необходимый радиус обработки призабойной зоны пласта, повысить пескоскрепляющую способность состава при сохранении проницаемости и продуктивности пласта по нефти. 1 табл.

 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин.

Известен способ предотвращения выноса песка и снижения водопритока в скважину с низкой пластовой температурой (пат. RU №2413067, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/24, опубл. 27.02.2009 г., бюл. №6), включающий прогрев призабойной зоны пласта путем закачивания кварцевого песка с размером фракции от 0,05 до 2 мм в разогретом до температуры 60°C природном битуме, имеющем вязкость при данной температуре не менее 60 мПа·с, и после этого закачивание в призабойную зону пласта нагретого до температуры не менее 90°C насыщенного водного раствора минеральной соли, имеющей разницу растворимости более 700 г/л в диапазоне температур от 20°C до 90°C.

Недостатками известного способа являются сложность и большие энергетические затраты при его осуществлении: разогрев битума до 60°C, а также нагревание до температуры не менее 90°C насыщенного водного раствора минеральной соли.

Известен способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин (пат. RU №2387806, МПК E21B 33/138, опубл. 27.04.2010 г., бюл. №12), включающий создание фильтра путем приготовления и закачки полимерного состава и соляной кислоты с последующей выдержкой до отверждения полимерного состава. Сначала производят закачку полимерного состава, а затем - соляной кислоты в виде 10-15%-ного водного раствора в соотношении 1:1 к полимерному составу с диаметром охвата призабойной зоны каждым не менее 1,8 м, причем полимерный состав готовят путем смешения карбамидоформальдегидной смолы с ацетоноформальдегидной смолой в соотношении 4:1 соответственно и алюминиевой пудры в количестве 0,05-0,2% от массы полимерного состава.

Недостатками известного способа являются многокомпонентность состава и дополнительная операция - закачка соляной кислоты с целью создания фильтра для притока нефти.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому техническому решению является способ борьбы с пескопроявлениями в нефтяных и газовых скважинах (пат. RU №2285791, МПК E21B 43/22, опубл. 20.10.2006 г., бюл. №29) путем закачки в скважину безводной жидкости, содержащей полиуретановый предполимер и растворитель, в объеме, равном 0,5-1,5 порового объема, далее закачки воды в количестве 0,4-5,0 поровых объема за время, не превышающее 3 ч, после чего закачку останавливают и производят выдержку в статических условиях не менее 10 ч для отверждения.

Недостатком известного способа является ограниченное время закачки реагентов - в течение 3 ч, что может привести к аварийной ситуации в случае непредвиденных остановок техники при закачке реагентов для предотвращения выноса песка из скважины.

Технической задачей предложения является создание эффективного и безопасного способа предотвращения выноса песка из скважины за счет увеличения времени отсутствия контакта полиуретанового предполимера с водой, что позволяет обеспечить необходимый радиус обработки призабойной зоны пласта, повышение пескоскрепляющей способности состава при сохранении проницаемости и продуктивности пласта по нефти.

Задача решается предлагаемым способом крепления призабойной зоны и предотвращения выноса песка из скважины, включающим закачку в скважину полиуретанового предполимера.

Новым является то, что до закачки полиуретанового предполимера в скважину закачивают изопропиловый спирт, а после закачки предполимера - буфер из товарной девонской нефти, и затем продавливают водой плотностью 1000-1200 кг/м3, причем продавку осуществляют с максимально допустимой скоростью для образования пленки полимера, скрепляющей зерна песка призабойной зоны.

Сущность предложения заключается в последовательной закачке в призабойную зону скважины по насосно-компрессорным трубам полиуретанового предполимера, причем до закачки предполимера с целью предотвращения его контакта с пластовой водой закачивают изопропиловый спирт, который является осушающим реагентом, неограниченно растворяющим воду. Далее закачивают полиуретановый предполимер, который обволакивает зерна песка, образуя на их поверхности пленку, и буфер из товарной девонской нефти для предотвращения преждевременного отверждения предполимера при контакте с водой, которая является отвердителем полиуретанового предполимера. Необходимое количество полиуретанового предполимера, изопропилового спирта и товарной девонской нефти определяют расчетным путем, с учетом пористости, толщины закрепляемого пласта и диаметра охвата призабойной зоны каждым из указанных реагентов не менее 1,5 м. Продавливают закачанные. реагенты водой плотностью 1000-1200 кг/м3 и выдерживают в течение 12 ч до полного отверждения предполимера. Продавку осуществляют с максимально допустимой скоростью, не вызывающей превышение допустимого давления на эксплуатационную колонну, чтобы зерна песка только смочить полиуретановым предполимером для образования сцепления между зернами песка после контакта с водой, а излишки предполимера выдавливают из призабойной зоны в пласт. Допустимое давление на эксплуатационные колонны скважин обусловлено геолого-физическими параметрами месторождений и при выполнении работ оговаривается технологическими службами нефтегазодобывающих управлений. При отверждении полиуретанового предполимера в местах соприкосновения зерен песка образуется тонкая пленка полимера, которая хорошо скрепляет песок в призабойной зоне, при этом пласт не закупоривается, сохраняется его проницаемость и продуктивность по нефти.

Полиуретановые предполимеры (олигомеры, способные участвовать в реакциях роста или сшивания цепи с образованием высокомолекулярных линейных и сетчатых полимеров) получают в результате реакции между гидроксилсодержащими сложными или простыми полиэфирами и изоцианатами. Их смешивают в соотношениях, обеспечивающих избыток изоцианата, в результате образуется предполимер с концевыми реакционноактивными изоцианатными группами (-NCO). Полимеры, полученные на основе полиуретановых предполимеров с концевыми NCO-группами, характеризуются высокой прочностью, сопротивлением раздиру, износо-, бензо-, морозостойкостью с сохранением высокоэластичных свойств в широком диапазоне температур.

Реагенты, используемые в предложении:

- изопропиловый спирт по ГОСТ 9805-84;

- полиуретановый предполимер БФМ-19;

- товарная девонская нефть;

- вода плотностью 1000-1200 кг/м3.

Способ в промысловых условиях осуществляют в следующей последовательности. Спускают в пескопроявляющую скважину насосно-компрессорные трубы, башмак которых устанавливают выше интервала перфорации.

Необходимое количество полиуретанового предполимера, изопропилового спирта и товарной девонской нефти определяют расчетным путем в зависимости от пористости, толщины закрепляемого пласта и диаметра охвата призабойной зоны каждым из указанных реагентов не менее 1,5 м. При уменьшении диаметра обработки менее 1,5 м прочность создаваемого фильтра для притока нефти недостаточна для выдерживания перепадов давления, существующих при эксплуатации скважины. Увеличение диаметра обработки более 1,5 м не влияет на эффективность способа, но нецелесообразно из-за роста затрат на используемые реагенты. Затем по насосно-компрессорным трубам закачивают последовательно изопропиловый спирт, полиуретановый предполимер и товарную девонскую нефть. Далее закачанные реагенты продавливают в пласт водой плотностью 1000-1200 кг/м3 с максимально допустимой скоростью, не вызывающей превышение допустимого давления на эксплуатационную колонну, которое определяется технологическими службами нефтегазодобывающих управлений, для образования пленки полимера, скрепляющей зерна песка призабойной зоны.

Оставляют скважину на выдержку до отверждения полимерного состава в течение 12 ч. После выдержки без дополнительных операций получают прочный естественный фильтр с хорошей проницаемостью для притока нефти. Затем скважину пускают в эксплуатацию.

Испытания пескоскрепляющей способности состава по предлагаемому способу проводили в лабораторных условиях на моделях пласта длиной 10 см и внутренним диаметром 6 см, заполненных кварцевым песком фракции 0,15-0,25 мм, которые позволяют моделировать закачку реагентов в пласт и вести непрерывный контроль их расхода по схеме: «скважина-пласт» и «пласт-скважина». Первоначально проводили испытания на водонасыщенной модели пласта. Через модель пласта прокачивали воду, проводили замер ее расхода и определяли исходную проницаемость модели. Далее через модель последовательно прокачивали изопропиловый спирт, полиуретановый предполимер и буфер из товарной девонской нефти. Оставляли на выдержку на время от 10 до 24 ч. Затем через модель пласта прокачивали минерализованную пластовую воду и определяли проницаемость модели по формуле Дарси. Аналогичную процедуру проделывали с нефтенасыщенной моделью, предварительно определив проницаемость по нефти. Результаты испытаний представлены в таблице.

Как видно из таблицы, скрепление песка происходит как в водонасыщенной, так и нефтенасыщенной модели, уменьшение проницаемости по воде в водонасыщенной модели равно 71,4-88,2% по сравнению 36,4-84,6% у прототипа, причем уменьшение проницаемости по нефти в нефтенасыщенной модели незначительно и составляет 4,8-13,3%. При выдержке моделей в течение 6 ч песок скрепляется плохо, а проницаемость по воде снижается незначительно, поэтому оптимальное время, необходимое на отверждение полиуретанового предполимера, составляет 10-14 ч, дополнительное время незначительно влияет на результативность способа.

Результаты модельных испытаний предлагаемого способа
Время выдержки, ч До обработки После обработки Вынос песка Состояние песка
Кв, Мкм2 Кн, Мкм2 Кв, Мкм2 Кн, Мкм2
1 6 0,40 0.35 0,36 0,34 есть плохо скреплен
2 10 0,35 0,42 0,10 0,40 нет скреплен
3 14 0,23 0,34 0,06 0,32 нет скреплен
4 18 0,19 0,11 0,05 0,10 нет скреплен
5 22 0.44 0,26 0,09 0,23 нет скреплен
6 24 0,51 0,15 0,06 0,13 нет скреплен
Примечание: Кв - коэффициент проницаемости по воде; Кн - коэффициент проницаемости по нефти.

Таким образом, достигается результат - создание эффективного и безопасного способа предотвращения выноса песка из скважины за счет увеличения времени отсутствия контакта полиуретанового предполимера с водой. что позволяет обеспечить необходимый радиус обработки призабойной зоны пласта, повышение пескоскрепляющей способности состава при сохранении проницаемости и продуктивности пласта по нефти.

Способ крепления призабойной зоны и предотвращения выноса песка из скважины, включающий закачку в скважину полиуретанового предполимера, отличающийся тем, что до закачки полиуретанового предполимера в скважину закачивают изопропиловый спирт, а после закачки предполимера - буфер из товарной девонской нефти, и затем продавливают водой плотностью 1000-1200 кг/м3, причем продавку осуществляют с максимально допустимой скоростью для образования пленки полимера, скрепляющей зерна песка призабойной зоны.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам ремонта скважин, подверженных заколонной циркуляции воды вследствие нарушения целостности цементного камня.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине с использованием водонабухающих полимеров, и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в обводненных трещиноватых карбонатных коллекторах.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам ремонта скважин, подверженных заколонной циркуляции воды вследствие нарушения целостности цементного камня.
Изобретение относится к бороцирконатным композициям, применяемым при нефтедобыче. .
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для водоизоляции подошвенных вод в газовых скважинах при разработке газовых и газо-конденсатных залежей с использованием химических реагентов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к способам изоляции пластов. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежи высоковязкой нефти и битума. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах
Изобретение относится к хелатам цирконя и их использованию на нефтяных месторождениях

Изобретение относится к области получения изолирующего гелеобразующего раствора на водной основе и может быть использовано в строительной индустрии, нефтегазодобывающей отрасли для изоляции водопритоков, при работах по увеличению нефтеотдачи
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частости к герметизирующим составам для изоляционных работ в скважине, которые могут быть использованы для изоляции межколонного и заколонного пространства при эксплуатации скважин на нефтяных и газовых месторождениях, а также на подземных хранилищах газа. Герметизирующий состав для изоляционных работ в скважине состоит из синтетической смолы и отвердителя. Состав дополнительно содержит ингибитор коррозии «ИНКОРГА3-21Т», в качестве синтетической смолы - Композицию эпоксидную марки ХТ-116 Компонент А, в качестве отвердителя - Отвердитель холодного отверждения марки ХТ-116 компонент Б при следующем соотношении ингредиентов, об.%: Композиция эпоксидная марки ХТ-116 Компонент А - 70-74; Отвердитель холодного отверждения марки ХТ-116 компонент Б - 10-14; Ингибитор коррозии «ИНКОРГА3-21Т» - остальное, причем соотношение мас.ч. Отвердитель холодного отверждения марки ХТ-116 компонент Б и Композиция эпоксидная марки ХТ-116 Компонент А составляет 1:6,5-8,6 соответственно. Изобретение позволяет повысить эффективность изоляционных работ.
Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к составам для изоляции и предупреждения обвалообразований в интервалах неустойчивых пород зон поглощения, и может найти применение при строительстве скважин, при ремонтно-изоляционных работах, а также при капитальном ремонте скважин. Способ приготовления состава для изоляции зон поглощений в скважине путем смешивания цемента, глинопорошка, полиакриламида, воды и добавки. Вначале готовят водный раствор добавки путем введения последней в воду, затем при перемешивании добавляют в указанный водный раствор последовательно глинопорошок и цемент, смесь перемешивают не менее 30 мин и далее добавляют порошкообразный полиакриламид, причем в качестве добавки используют метасиликат натрия, а в качестве глинопорошка используют глинопорошок, обеспечивающий выход глинистого раствора вязкостью 20 мПа·с менее 5,0 м3/т, при следующем соотношении компонентов, мас.ч: указанный глинопорошок - 60-80, цемент - 15-20, указанная добавка - 10-20, порошкообразный полиакриламид - 0,005-0,01, вода - 100. Изобретение позволяет повысить изоляционные свойства состава. 3 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты с низкой температурой. Способ изоляции зон водопритока в скважине заключается в закачивании в изолируемый пласт разогретого до температуры 70-90°C водного раствора хлористого кальция плотностью не менее 1500 кг/м3. После закачки водного раствора хлористого кальция производят выдержку в течение 8-12 ч. Далее последовательно закачивают оторочку из углеводородной жидкости и подогретое до температуры 70-90°C стекло жидкое натриевое и проводят выдержку в течение 24-48 ч для образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого. Техническим результатом является увеличение эффективности изоляции зон водопритока в скважине за счет создания более прочного водоизоляционного экрана путем обеспечения образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого, закачанного в пласт, через который обводняется скважина.

Группа изобретений относится к буферным жидкостям, которые используют при операциях цементирования в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - устойчивость буферной жидкости, хорошее восстановление при деформации сдвига, снижение стоимости в большом диапазоне температур. Буферная жидкость для использования в операциях цементирования нефтяных скважин включает водный раствор хлорида кальция и/или бромида кальция; амфотерного вязкоупругого поверхностно-активного вещества и амфифильного полимера, причем амфотерное поверхностно-активное вещество имеет бетаиновую структуру где R является углеводородной группой, которая может быть разветвленной или линейной, ароматической, алифатической или олефиновой и содержать от 14 до 26 атомов углерода и, необязательно, содержать амин; n=2÷4; и р=1÷5; и их смеси. Способ обработки скважины при операции цементирования включает закачку указанной выше буферной жидкости перед цементным раствором для цементирования скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в пластах трещинно-порового типа. Способ проведения водоизоляционных работ в скважине включает закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера. Суспензию водонабухающего полимера закачивают в три цикла, в первом цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л закачивают водонабухающий полимер В 50 Э, во втором цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л закачивают водонабухающий полимер В 105, в третьем цикле в пресной воде закачивают водонабухающий полимер В 210. Изобретение позволяет повысить эффективность водоизоляционных работ и увеличить межремонтный период скважины в 1,1-1,5 раза.
Группа изобретений относится к способам изоляции притока пластового флюида (воды) или газа в скважинах. Изоляционный раствор содержит массовых %: силиката натрия - 5-50; бентонита - 15-55; полиакриламида - 0,0005 до 0,5; воды - остальное. Устанавливают пакерное оборудование для герметизации изолируемого интервала, определяют приемистость. Производят последовательную закачку буферной жидкости, изоляционного раствора указанного выше состава, буферной жидкости, раствора, содержащего ионы кальция. Производят выдержку на период структурообразования; разгерметизацию и извлечение пакерного оборудования; установку цементного моста. Техническим результатом является повышение надежности и технологичности способа изоляции за счет повышения стабильности свойств (вязкость, гомогенность) изоляционного раствора в процессе его приготовления и во время закачки в пласт, сокращение сроков проведения ремонтных работ. 2 н. и 7 з.п. ф-лы.
Наверх