Способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин


 


Владельцы патента RU 2521236:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" (RU)
Закрытое акционерное общество "Петрохим" (RU)

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих газовых скважин, в том числе используемых для подземного хранения газа. Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами включает создание фильтра путем приготовления и закачки отверждающегося полимерного состава в призабойную зону. При этом перед и после указанным составом закачивается растворитель, объем которого составляет 10-30% об. от полимерного состава. После чего скважину продувают потоком газа и производят выдержку на реагирование и отверждение состава. Причем качестве отверждающегося полимерного состава используется смесь кремнийорганической смолы и растворителя Химеко-П - 95,0-98 мас.%: отвердитель АГМ-9 - 5,0-2,0 мас.%, представляющий собой аминопропилтриэтоксисилан. В качестве растворителя используется ксилол или смесь кубовых остатков ректификации КОРЭ 0,0-100 мас.% и 100,0-0,0 мас.% ароматического растворителя Нефрас А. Техническим результатом является повышение эффективности способа. 1 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих газовых скважин, в т.ч. используемых для подземного хранения газа.

Известен способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин путем закачки сначала полимерного состава на основе смеси карбамидформальдегидной и ацетонформальдегидной смол, а затем раствора соляной кислоты [1 - аналог].

Недостатками данного способа являются сложность проведения операций, связанных с быстрым отвердеванием состава, многоступенчатость процесса, а также использование коррозионноактивной соляной кислоты.

Известен состав для крепления призабойной зоны пласта при борьбе с пескопроявлениями, включающий закачку раствора следующего состава: кубовые остатки фурфурилового спирта, концентрированная техническая соляная кислота, ацетон, 25%-ный водный раствор аммиака, вода [2 - аналог].

Недостатки данного способа - использование многокомпонентного состава, низкие прочностные характеристики и недостаточная газопроницаемость закрепляемого песчаника.

Наиболее близким к предполагаемому изобретению по технической сущности является способ крепления призабойной зоны пласта с составом, содержащим смолу, хлористый аммоний и нитрит натрия [3 - прототип].

Недостатком вышеуказанного состава для крепления слабосцементированного пласта является то, что образуемое при его использовании покрытие значительно снижает проницаемость коллектора, а также в том, что образующийся при креплении песка камень имеет низкие прочностные характеристики.

Целью данного изобретения является разработка технологичного способа крепления призабойной зоны газовых скважин с одновременным сохранением коллекторских свойств пласта.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет улучшения прочностных и фильтрационно-емкостных характеристик песчаника, скрепленного заявленным составом и предотвращение образования песчаных пробок и выноса песка в ствол скважины.

Сущность изобретения

Предлагается способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами, включающий создание фильтра путем приготовления и закачки отверждающегося полимерного состава в призабойную зону, заключающийся в том, что перед и после указанного состава закачивается растворитель, объем которого составляет 10-30% об. от полимерного состава, после чего скважину продувают потоком газа и производят выдержку на реагирование и отверждение состава, а в качестве отверждающегося полимерного состава используется смесь кремнийорганической смолы и растворителя - Химеко-П и отвердитель АГМ-9, представляющий собой аминопропилтриэтоксисилан, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Пескоукрепляющий состав

Химеко-П 95,0-98,0
Отвердитель АГМ-9 5,0-2,0,

в качестве растворителя используется ксилол или ароматические растворители, следующего компонентного состава, мас.%:

Кубовые остатки ректификации

КОРЭ 0,0-100,0

Ароматический растворитель

Нефрас А 100,0-0,0

Для исследований использовались:

1. Пескоукрепляющий состав по ТУ 2458-105-54651030-2012 представляет собой смесь кремнийорганического полимера и растворителя.

В качестве кремнийорганической смолы выступает раствор полиметилфенилсилоксановой смолы, модифицированной полиэфиром в ксилоле, а в качестве растворителя о-ксилол ТУ 2458-105-54651030-2012 изм. №1 от 12.10.2012 г.

2. Отвердитель АГМ-9 по ТУ 6-02-724-77 представляет собой аминопропилтриэтоксисилан.

Количественные соотношения выбраны исходя из того, что использование отвердителя более чем 5,0% нецелесообразно, а при менее чем 2,0% снижается эффективность отверждения пескоукрепляющего состава.

Экспериментальное исследование состава проводилось на фильтрационной установке высокого давления HP-CFS. Схема установки представлена на рисунке 1.

В лабораторных условиях при комнатной температуре были выполнены испытания данного состава по оценке влияния его закачки на фильтрационно-емкостные свойства пористой среды призабойной зоны газовой скважины.

Моделью пласта служила насыпная модель длиной 22,4 см и внутренним диаметром 4,71 см2. Для получения заданной проницаемости пористой среды использовали молотую в течение определенного времени фракцию кварцевого песка.

После набивки модели песком она насыщалась водой и определялось значение коэффициента проницаемости по воде. В модель закачивали растворитель, затем полимерный состав и снова растворитель, после чего модель продували воздухом в течение24-48 часов для полного отверждения состава. После продувки модель вновь насыщалась водой и определялось конечное значение коэффициента фазовой проницаемости по воде. По полученным значениям коэффициента проницаемости до и после обработки рассчитывался коэффициент восстановления проницаемости.

На заключительном этапе определяли наличие или отсутствие выноса песка при избыточном давлении до 5,0 МПа.

Полученные результаты представлены в таблице 1.

Таблица 1
Влияние состава композиции на коэффициент восстановления проницаемости и вынос песка
№ опыта 1 2 3 4 5 прототип
Состав композиции, мас.%
Химеко-П 95 96,5 98 97,5 -
АГМ-9 5 3,5 2 2,5 -
Карбамидная смола - - - - 80
Хлористый аммоний - - - - 3,0
Нитрит натрия - - - - 2,0
Растворитель, % масс.
КОРЭ - 50 100 - -
Нефрас 100 50 - - -
Ксилол - - - 100 -
Количество растворителя, % об. от состава
До 10 20 20 30 -
После 20 10 20 30 -
Количество состава, V пор 2 2 2 2 0,5
Проницаемость по воде, мкм2
До обработки 0,4421 0,5281 0,5867 0,5346 3,180
После обработки 0,5084 0,5559 0,5867 0,5880 2,012
Коэффициент восстановления проницаемости, β 1,15 1,05 1,0 1,1 0,63
Степень сжатия, МПа 3,6 3,5 3,4 3,4 -
Вынос песка нет нет нет нет нет

Как следует из таблицы, предлагаемый состав предотвращает вынос песка, при этом не снижает проницаемость пористой среды по газу, в то время как состав по прототипу предотвращает вынос песка, но значительно снижает проницаемость пористой среды по газу.

Источники информации

1. Патент РФ №2387806, E21B 33/138, Способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин, №2009112473/03; опубликован 27.04.2010. - аналог.

2. Патент РФ №2138616, E21B 33/138, Состав для крепления призабойной зоны пласта, №97118822/03; опубликован 27.09.1999. - аналог.

3. Патент РФ 2352764, E21B 33/138, Способ крепления призабойной зоны пласта, №2007119854/03; опубликован 20.04.2009. - прототип.

Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами, включающий создание фильтра путем приготовления и закачки отверждающегося полимерного состава в призабойную зону, отличающийся тем, что перед и после указанным составом закачивается растворитель, объем которого составляет 10-30% об. от полимерного состава, после чего скважину продувают потоком газа и производят выдержку на реагирование и отверждение состава, а в качестве отверждающегося полимерного состава используется смесь кремнийорганической смолы и растворителя - Химеко-П и отвердитель АГМ-9, представляющий собой аминопропилтриэтоксисилан, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Пескоукрепляющий состав

Химеко-П 95,0-98,0
Отвердитель АГМ-9 5,0-2,0

в качестве растворителя используется ксилол или смесь ароматических растворителей, следующего компонентного состава, мас.%:
Кубовые остатки ректификации
КОРЭ 0,0-100

Ароматический растворитель
Нефрас А 100,0-0,0



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны скважины. Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины включает спуск в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) и установку открытого конца НКТ на глубине ниже интервала нарушения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, может быть использовано при изоляции водопритоков в скважину. Способ изоляции водопритоков в скважину включает определение приемистости скважины при максимальном давлении, закачку в пласт гелеобразующего состава с последующим докреплением нефильтрующимся в пласт составом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ремонтно-изоляционных работ, увеличения нефтеотдачи пластов. Способ изоляции пластов цементно-силикатными растворами включает нагнетание в прискважинную зону пласта цементного раствора с ускорителем схватывания.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами.
Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах при восстановлении герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к осадко- и гелеобразующим реагентам на основе водорастворимых акриловых полимеров, предназначенным для снижения водопроницаемости неоднородных нефтяных пластов и ограничения притока вод в продуктивные скважины при разработке нефтяных месторождений заводнением.

Группа изобретений относится к способам и композициям для уменьшения количества воды, выводимой из подземных пластов, и, более конкретно, к способам и композициям для обработки подземного пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при блокировании и ограничении водопритока из пласта в добывающую скважину как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах.

Изобретение относится к строительству нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения.

Изобретение относится к способу цементирования подземной формации и к составу цементной композиции, используемой в указанном способе. В способе цементирования подземной формации, вводят цементную композицию в подземную формацию, причем цементная композиция содержит: портландцемент, измельченный с пережженным сланцем, цементную пыль, природный пуццолан и воду; и позволяют цементной композиции застывать.

Группа изобретений относится к эластомерам и, конкретнее, к армированным эластомерам. Способ выполнения скважинного уплотнения в стволе скважины содержит создание базового полимера и армирующего активного наполнителя, включающий в себя матрицу дискретных частей первого материала, расположенную в базовом полимере.
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к строительству и ремонту скважин, при цементировании обсадных колонн и проведении водоизоляционных работ при низких и нормальных скважинных температурах.
Изобретение относится к цементной композиции, способу цементирования в межтрубном пространстве между обсадной колонной скважины и буровой скважиной и к сухой цементной композиции.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны скважины. Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины включает спуск в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) и установку открытого конца НКТ на глубине ниже интервала нарушения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, может быть использовано при изоляции водопритоков в скважину. Способ изоляции водопритоков в скважину включает определение приемистости скважины при максимальном давлении, закачку в пласт гелеобразующего состава с последующим докреплением нефильтрующимся в пласт составом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ремонтно-изоляционных работ, увеличения нефтеотдачи пластов. Способ изоляции пластов цементно-силикатными растворами включает нагнетание в прискважинную зону пласта цементного раствора с ускорителем схватывания.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу приготовления состава для получения кислоторастворимого тампонажного камня. Способ может быть использован для приготовления составов, применяемых преимущественно для закрепления водоизоляционных составов в горизонтальном стволе скважины, для временного блокирования пластов, установки опорного моста с целью зарезки бокового ствола скважины.
Изобретение относится к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, для глушения и выполнения различных видов работ, в том числе в многопластовых скважинах, имеющих разное пластовое давление и проницаемость пластов.

Изобретения могут быть использованы в области химии, а также в области обработки подземных формаций. Способ включает стадии обеспечения материала, содержащего бор, выбранного из группы, состоящей из улексита, пробертита, кернита и их смесей, введения материала, содержащего бор, в предварительно нагретую до температуры от 426,7 °С до 537,8 °С печь, а также его нагревание от примерно 5 мин до примерно 120 мин, удаления материала, содержащего бор, из печи и охлаждения его до комнатной температуры.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к производству проппантов, используемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к безглинистым гелево-эмульсионным буровым растворам для бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин с различными отклонениями от вертикали. Буровой раствор, содержащий углеводородную фазу и поверхностно-активные вещества, утяжелитель, минеральные соли, стабилизатор и воду, содержит в качестве углеводородной фазы и поверхностно-активных веществ добавку МУЛЬТИОЛ, в качестве стабилизатора - МУЛЬТИСТАР и ксантановую камедь и дополнительно гидроксид натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.%: реагент МУЛЬТИОЛ 8,5-25, стабилизатор МУЛЬТИСТАР 1,5-2,0, ксантановая камедь 0,2-0,5, карбонат кальция 5-20, хлорид магния 4-15, гидроксид натрия 1-2, вода остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение ингибирующих и смазочных свойств. 7 з.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.
Наверх