Способ крепления продуктивного пласта-коллектора газовой скважины

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к способам повышения продуктивности эксплуатационных скважин подземных хранилищ газа и снижения водонасыщенности призабойной зоны пласта с использованием физико-химических методов воздействия на пласт-коллектор. В способе крепления продуктивного пласта-коллектора газовой скважины в скважину закачивают связующий состав, представляющий собой смесь реагентов, содержащую 60-80 мас.% модифицированного тетраэтоксисилана и 20-40 мас.% водного раствора кислотного катализатора. Продавливают его в пласт-коллектор газообразным агентом, выбранным из группы газов: азот, выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, углекислый газ. При этом газообразный агент подают в скважину при давлении, превышающем значение давления пласта-коллектора не менее чем на 1,0 МПа. После этого осуществляют выдержку скважины в технологическом отстое в течение по меньшей мере двух суток. Техническим результатом является снижение водонасыщенности призабойной зоны пласта и повышение продуктивности эксплуатационных газовых скважин при однократной обработке пласта-коллектора. 3 ил., 3 табл.

 

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к способам повышения продуктивности эксплуатационных скважин подземных хранилищ газа (ПХГ) и снижения водонасыщенности призабойной зоны пласта с использованием физико-химических методов воздействия на пласт-коллектор.

Известен способ крепления призабойной зоны пласта-коллектора скважины, который включает закачку в прискважинную зону пласта пористого тампонажного раствора, представляющего собой смесь кремнийсодержащего вещества, карбамидоформальдегидного концентрата, солей металлов и воды, с предварительной закачкой вспененного полимерного раствора, содержащего анионный водорастворимый полимер, поверхностно-активное вещество, карбамидоформальдегидный концентрат, соли металлов (см. патент РФ №2467156, кл. Е21В 33/13, 2012).

Недостаток известного способа состоит в том, что при его реализации на скважинах подземных хранилищ газа в режиме однократной обработки пласта-коллектора нельзя повысить продуктивность газовых скважин.

Проведенные патентные исследования показывают, что в патентно-информационных фондах ведущих стран мира отсутствуют технические решения, являющиеся наиболее близкими к предлагаемому способу обработки призабойной зоны продуктивного пласта-коллектора газовой скважины по достигаемому техническому результату.

Технический результат, на получение которого направлено предлагаемое изобретение, заключается в снижении водонасыщенности призабойной зоны пласта и повышении продуктивности эксплуатационных газовых скважин при однократной обработке пласта-коллектора.

Данный технический результат достигается за счет того, что способ крепления продуктивного пласта-коллектора газовой скважины заключается в том, что в скважину закачивают связующий состав, представляющий собой смесь реагентов, содержащую 60-80% масс. модифицированного тетраэтоксисилана и 20-40% масс. водного раствора кислотного катализатора, и продавливают его в пласт-коллектор газообразным агентом, выбранным из группы газов: азот, выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, углекислый газ, при этом газообразный агент подают в скважину при давлении, превышающем значение давления пласта-коллектора не менее чем на 1,0 МПа, после этого осуществляют выдержку скважины в технологическом отстое в течение по меньшей мере двух суток.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется данными, приведенными в Таблицах 1, 2 и 3, а также фиг. 1, 2 и 3. В Таблице 1 приведены результаты работ по креплению продуктивного пласта-коллектора на скважинах Северо-Ставропольского ПХГ (далее - ССПХГ) связующим составом при соотношении модифицированного тетраэтоксисилана и водного раствора катализатора 80% масс. : 20% масс. В Таблице 2 показаны результаты работ по креплению продуктивного пласта-коллектора на скважинах ССПХГ связующим составом при соотношении модифицированного тетраэтоксисилана и водного раствора катализатора 60% масс. : 40% масс. В Таблице 3 приведены данные сравнения фильтрационно-емкостных свойств образцов песчаника в результате химического крепления.

На фиг. 1 показана схема процесса цементирования газовой скважины, используемая при реализации предлагаемого способа. При этом на данной схеме показаны эксплуатационная колонна 1, насосно-компрессорные трубы (далее - НКТ) 2, пласт-коллектор 3, цементировочный агрегат 4 и компрессор 5.

На фиг. 2 приведены точки графика зависимости величины сцепления частиц песчаника в зависимости от значения растягивающего напряжения, которая получена для скважин ССПХГ. На фиг. 3 показаны точки графика зависимости величины угла внутреннего трения частиц песчаника в зависимости от значения растягивающего напряжения.

Принцип, лежащий в основе предлагаемого технического решения, заключается в том, что при реализации данного способа сохраняются фильтрационно-емкостные свойства пласта скважины по газу. В этом случае связующий состав используется для химического крепления пласта-коллектора газовой скважины с целью борьбы с выносом песка. Кроме того, связующий состав может применяться при проведении водоизоляционных, а также для ограничения водопритока в газовых и нефтяных скважинах. В этом случае скрепленный связующим составом материал не смачивается водой, оставаясь газо- и паропроницаемым. Всего по предлагаемому способу выполнено более 20 обработок.

Рассмотрим пример практической реализации предлагаемого способа при проведении работ по обработке продуктивного пласта-коллектора на Северо-Ставропольском ПХГ связующим составом, содержащим модифицированный тетраэтоксисилан и водный раствор катализатора (в данном случае используется неорганическая кислота), для крепления продуктивного пласта-коллектора.

Приготовление и закачка связующего состава осуществлялись с использованием стандартного оборудования, которое включает цементировочный агрегат 4 и компрессор 5 (см. фиг. 1). В данном случае проведение работ производилось в следующей последовательности:

1. При приготовлении связующего состава на основе модифицированного тетраэтоксисилана и водного раствора катализатора компоненты смешивали непосредственно перед закачкой состава в газовую скважину. Приготовление связующего состава на скважине производили в мерной емкости цементировочного агрегата 4 (см. фиг. 1). Емкость предварительно очищали, пропаривали и высушивали.

2. В модифицированный тетраэтоксисилан при перемешивании вводили водный раствор катализатора на основе неорганической кислоты. Смесь интенсивно перемешивали в течение 10-15 минут до получения однородной прозрачной жидкости.

3. Перед закачиванием связующего состава в колонну насосно-компрессорных труб 2 (см. фиг. 1) в качестве буфера закачивали раствор 2% соляной кислоты в количестве 1000 л и продавливали в пласт-коллектор 3 выхлопными газами от компрессора 5 до выравнивания давления в НКТ 2 и затрубном пространстве между эксплуатационной колонной 1 и НКТ 2 (фиг. 1). После выдержки скважины в покое в течение 10-15 минут отработали скважину на факельную линию с целью удаления продуктов реакции.

4. Приготовленный связующий состав закачивали насосом цементировочного агрегата 4 в насосно-компрессорные трубы 2. При этом закачку реагента, как и далее его продавку, в пласт-коллектор 3 производили при максимальном значении расхода насоса, не допуская роста давления закачивания выше допустимого давления на эксплуатационную колонну 1.

5. После этого связующий состав продавливали в пласт-коллектор 3 газом из шлейфа (для ПХГ) или выхлопными газами от компрессора 5 (фиг. 1). В этом случае газообразный агент подают в скважину при давлении, превышающем значение давления пласта-коллектора не менее чем на 1,0 МПа,

6. После выравнивания давления в трубном и затрубном пространствах закачку продавливающего агента продолжили в течение 3-4 часов. Затем скважину закрывали и выдерживали в состоянии покоя 48 часов для реагирования связующего состава.

7. По истечении времени проводили предварительную продувку скважины до чистого газа на факельную линию.

8. До окончательного реагирования связующего состава скважину закрывали и выдерживали в состоянии покоя 5 суток. После окончательного формирования структуры производили окончательную отработку скважины на факельную линию с допустимой депрессией. Вследствие того, что для продавливания связующего состава в пласт-коллектор 3 использовали газ, время отработки скважины было сокращено, что позволило уменьшить общее количество выбросов в окружающую среду.

Сведения о работе скважин ССПХГ после проведения их обработки связующим составом приведены в таблицах 1 и 2.

Согласно полученным результатам после выполненных работ выноса песка не наблюдалось, вырос дебит (который обозначается Q, тыс. м3) эксплуатационных скважин. В целом это свидетельствует о сцеплении слабосцементированного песка, увеличении прочности породы с сохранением фильтрационно-емкостных свойств пласта-коллектора.

Для определения механических и фильтрационно-емкостных свойств скрепленной породы до и после обработки связующим составом были проведены лабораторные и промысловые эксперименты, примеры реализации которых описаны ниже.

Рассмотрим, каким образом в лабораторных условиях осуществляется определение прочностных свойств слабосцементированных образцов песчаника.

В этом случае образцы для обработки связующим составом на основе модифицированного тетраэтоксисилана и водного раствора катализатора представлены песчаником мелкозернистым, алевритистым низко-глинистым, который относится к коллекторам 1 класса согласно классификации А.А. Ханина (см. кн. А.А. Ханин, Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение, М., Недра, 1969, с. 234, таблица 18).

В металлическую полую цилиндрическую форму размерами - 50 мм высотой и 30 мм диаметром, смазанную солидолом, насыпали песок размером 0,2-0,4 мм и утрамбовывали в течение 1 ч. После утрамбовывания заливали в формы связующий раствор до полного смачивания песка. Затем формы сушили при температуре t=60-65°С, измеряли время, через которое происходило схватывание песка и отверждение образца.

Типичное время потери подвижности связующего состава на основе модифицированного тетраэтоксисилана и водного раствора катализатора (соотношение 80% масс. : 20% масс.) и закрепления песка при t=60°С составило 60 мин, при t=20°С - 150 мин. При уменьшении концентрации модифицированного тетраэтоксисилана и увеличении концентрации водного раствора катализатора в связующем составе время потери подвижности состава увеличивается и падает прочность образовавшегося геля.

Для проверки механических свойств связующего состава были проведены экспериментальные работы в лаборатории с использованием методики по исследованию прочностных свойств слабосцементированных образцов песчаника на индикаторе механических свойств ИСМ-190 «Викинг». Получаемые с использованием данной установки данные механические свойства связующего состава полностью соответствуют процедурам, регламентированным ГОСТ 24941-81 Породы горные. Методы определения механических свойств нагружением сферическими инденторами, М., 1981. Растягивающее напряжение образца σр, МПа, определяли из эксперимента по разрушению образца в процессе сжатия сферическими инденторами индикатора механических свойств ИСМ-190 «Викинг». Исходя из конкретных полученных при этом данных рассчитывали значения величины сцепления частиц песчаника и угла внутреннего трения.

На фиг. 2 и 3 представлены графики зависимостей значений величины сцепления частиц песчаника и величины угла внутреннего трения частиц песчаника в зависимости от значения растягивающего напряжения контрольного образца песчаника без обработки (БО) и после обработки образцов связующими составами с различным соотношением реагентов в смеси - составом 1 (С1), составом 2 (С2) и составом 3 (С3).

Состав 1 (С1) приготовлен при соотношении модифицированного тетраэтоксисилана и водного раствора катализатора: 60% масс. на 40% масс., соответственно, состав 2 (С2) - при соотношении модифицированного тетраэтоксисилана и водного раствора катализатора: 70% масс. на 30% масс., соответственно, и состав 3 (С3) - при соотношении модифицированного тетраэтоксисилана и водного раствора катализатора: 80% масс. на 20% масс., соответственно.

Согласно результатам проведенной проверки механических свойств связующего состава (см. фиг. 2 и 3), после обработки образцов песчаника каждым из составов 1, 2 и 3 происходит рост сцепления и увеличение прочности на разрыв по сравнению с образцами песчаника до обработки этим же составом, и наблюдается тенденция к упрочнению структуры песчаника в результате обработки связующим составом.

В среднем увеличение происходит в 1,5-2,0 раза. Значение величины угла внутреннего трения испытанных образцов практически не зависит от растягивающего напряжения.

Определение фильтрационно-емкостных свойств образцов слабосцементированного песчаника в лабораторных условиях осуществляется следующим образом.

В качестве контрольного образца использовали образец, который не подвергался обработке. В металлическую форму размерами 50 мм высотой и 30 мм диаметром, смазанную солидолом, насыпали песок, утрамбовывали в течение 1 часа. Далее в форму заливали связующий состав до полного смачивания песка. Затем формы сушили при температуре t=60-65°С. После этого образец слабосцементированного песчаника помещали в кернодержатель модернизированного стенда УИПК (установка по исследованию проницаемости керна) в соответствии с ГОСТ 26450.0-85 - ГОСТ 26450.2-85 «Породы горные. Методы определения коллекторских свойств».

Затем производили поверхностный обжим образца давлением, значение которого равно 0,5 МПа (данное значение давления соответствует давлению герметизации образца в кернодержателе), а после этого через образец пропускали газ при разных значениях давления, величины которого изменялись в пределах значений от 0,01 МПа до 0,5 МПа. При проведении этих мероприятий определялось значение давления, при котором происходит разрушение образца. В реальных условиях функционирующей скважины это соответствует процессу выноса из нее песка.

Для исследования свойств обработанного связующим составом слабосцементированного песчаника были изготовлены три образца, полученные в результате использования составов при различном соотношении концентрации исходных реагентов в смеси:

- модифицированный тетраэтоксисилан 60% масс. и водный раствор катализатора 40% масс.;

- модифицированный тетраэтоксисилан 70% масс. и водный раствор катализатора 30% масс.;

- модифицированный тетраэтоксисилан 80% масс. и водный раствор катализатора 20% масс.

Для сравнения свойств образцов слабосцементированного песчаника до и после обработки связующим составом подготовлен контрольный образец, который не подвергался обработке. Для контрольного образца пористость составила 31,5%, проницаемость - 660 мД.

В Таблице 3 приведены данные по изменению пористости и проницаемости образцов слабосцементированного песчаника до и после обработки связующим составом с различным соотношением реагентов в смеси. Образцы слабосцементированного песчаника имеют разные значения пористости и проницаемости до обработки связующим составом, что связано с погрешностью измерения этих параметров и микронеоднородностью породы.

Приведенные результаты также показывают, что после обработки образцов №№1, 2 и 3 связующим составом на основе модифицированного тетраэтоксисилана и водного раствора катализатора вынос песка не наблюдался, фильтрационно-емкостные свойства изменились незначительно. Это свидетельствует о том, что использование предлагаемого связующего состава эффективно.

Однако время потери подвижности связующего состава с увеличением концентрации водного раствора катализатора и уменьшением концентрации модифицированного тетраэтоксисилана в составе значительно возросло. Оптимальным составом для проведения работ на скважине является состав, в котором соотношение модифицированного тетраэтоксисилана и водного раствора катализатора - 80% масс. : 20% масс.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет с использованием физико-химических методов воздействия производить крепление пласта-коллектора скважины, повышая тем самым надежность эксплуатации газовых скважин и используя при этом незначительный объем связующего состава на основе модифицированного тетраэтоксисилана и водного раствора катализатора (например, в качестве водного раствора катализатора можно использовать выпускаемый промышленностью реагент «Тесил 133», ТУ 2435-006-98942484-2008, который производится компанией ООО «НПФ Техносилоксаны», г. Москва). При этом данный способ снижает водонасыщенность призабойной зоны пласта и повышает продуктивность эксплуатационных газовых скважин при однократной обработке пласта-коллектора. Он также позволяет увеличить продолжительность работы скважины, при которой вынос песка отсутствует и, кроме того, позволяет сократить затраты на многократные обработки газовых скважин с целью снижения выноса песка из скважины.

В результате предлагаемый способ позволяет решить проблемы выноса песка, что способствует увеличению дебита газовых скважин, обеспечению качественного функционирования скважин и уменьшению затрат на текущий и капитальный ремонт.

Способ крепления продуктивного пласта-коллектора газовой скважины, заключающийся в том, что в скважину закачивают связующий состав, представляющий собой смесь реагентов, содержащую 60-80 мас.% модифицированного тетраэтоксисилана и 20-40 мас.% водного раствора кислотного катализатора, и продавливают его в пласт-коллектор газообразным агентом, выбранным из группы газов: азот, выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, углекислый газ, при этом газообразный агент подают в скважину при давлении, превышающем значение давления пласта-коллектора не менее чем на 1,0 МПа, после этого осуществляют выдержку скважины в технологическом отстое в течение по меньшей мере двух суток.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к сухим смесям для приготовления состава для селективной водоизоляции в газовом пласте. Сухая смесь для приготовления состава для селективной водоизоляции в газовом пласте содержит, мас.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для ограничения водопритока в добывающей скважине, и может найти применение для выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к тампонажным смесям, и может быть использовано при одноступенчатом цементировании протяженных (более 2500 м) обсадных колонн, перекрывающих интервалы проницаемых пластов и пластов с низкими градиентами гидроразрыва при нормальных, умеренных и повышенных температурах.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений полезных ископаемых подземным способом и ремонтно-изоляционных работах в тоннелях, нефтяных и газовых скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважинах. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважинах включает приготовление и закачивание в скважину водоизоляционной композиции, содержащей, мас.

Группа изобретений относится к цементным композициям с отсроченным сроком схватывания. Способ вытеснения флюида в стволе скважины включает введение продавочной жидкости, содержащей цементную композицию с отсроченным схватыванием, в ствол скважины, так, что продавочная жидкость вытесняет один или более ранее внесенных флюидов из ствола скважины.
Изобретение относится к операциям цементирования. Вариант осуществления настоящего изобретения включает способную к схватыванию композицию, содержащую размолотый невспученный перлит, пумицит, цементную печную пыль и воду.

Изобретение относится к флюидам, применяемым при обработке нефтегазоносной формации. Флюид для обработки подземной формации, содержащий водную двухфазную систему, включающую первую водную фазу и вторую водную фазу, где первая фаза содержит нанокристаллическую целлюлозу - NCC, включающую стержнеобразные частицы NCC, имеющие кристаллическую структуру, концентрация частиц NCC в первой фазе выше, чем их концентрация во второй фазе, и флюид способен становиться более вязким, чем либо первая фаза, либо вторая фаза, при переходе водной двухфазной системы в однофазную систему.

В настоящем документе описаны цементные композиции и способы применения цементных композиций в подземных пластах. В одном из вариантов реализации изобретения предложен способ цементирования в подземном пласте, включающий: обеспечение цементной композиции, содержащей воду, пуццолан, гашеную известь и цеолитный активатор; и обеспечение возможности схватывания цементной композиции в подземном пласте, причем цеолитный активатор расположен на поверхности пуццолана.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - увеличение охвата залежи, повышение эффективности паротеплового воздействия на продуктивный пласт, увеличение отбора разогретой высоковязкой нефти после пароциклического воздействия, исключение перегрева верхней части продуктивного пласта, сокращение тепловых потерь по стволу скважины.

Изобретение относится к ингибиторам гидратации глин, используемым в составе буровых растворов на водной основе (глинистых и безглинистых, пресных и мнерализованных) для строительства наклонно-направленных, преимущественно, с углом наклона более 70°, и горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых терригенных отложений.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидравлического разрыва пласта в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды.

Изобретение относится к добыче нефти третичными методами. Способ добычи нефти, в котором водный нагнетаемый агент, содержащий, по меньшей мере, растворимый в воде (со)полимер полиакриламида - ПАА, растворенный в жидкости на водной основе, закачивают через по меньшей мере одну нагнетательную скважину в нефтеносное отложение, а сырую нефть извлекают из отложения через по меньшей мере одну эксплуатационную скважину, причем способ, по меньшей мере, предусматривает следующие стадии: обеспечения жидкой дисперсионной полимерной композиции, по меньшей мере, содержащей, мас.%: 20-59,9 органической гидрофобной жидкости с температурой кипения более 100°С, 40-79,9 частиц по меньшей мере одного растворимого в воде (со)полимера ПАА со средним размером частиц от 0,4 мкм до 5 мкм, диспергированных в органической жидкости, где растворимый в воде (со)полимер ПАА содержит 30-100% по массе акриламидных звеньев относительно общего количества всех мономерных звеньев в (со)полимере и характеризуется среднемассовой молекулярной массой Mw от 5000000 г/моль до 30000000 г/моль, и 0,1-10 по меньшей мере двух поверхностно-активных веществ - ПАВ (С), где ПАВ (С) содержат 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С1), способного стабилизировать эмульсии «вода в масле», и 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С2), способного стабилизировать дисперсию, содержание воды в жидкой дисперсионной полимерной композиции составляет менее 10% по массе и количества каждого компонента жидкой дисперсионной полимерной композиции представлены на основе общего количества всех ее компонентов, добавления по меньшей мере одного активирующего ПАВ (D) в жидкую дисперсионную полимерную композицию, причем ПАВ (D) отлично от ПАВ (С) и имеет показатель ГЛБ более 9, смешивания жидкой дисперсионной полимерной композиции, содержащей по меньшей мере одно активирующее ПАВ (D), с жидкостью на водной основе, таким образом получая водный нагнетаемый агент, содержащий по меньшей мере один (со)полимер ПАА, растворенный в нем, где концентрация (со)полимера ПАА в нагнетаемом агенте составляет 0,05-0,5% по массе на основе общего количества всех компонентов нагнетаемого агента, и закачивания водного нагнетаемого агента, полученного таким образом, в нефтеносное отложение.

Изобретение относится к композиция на основе полимолочной кислоты дисперсной структуры, используемой в различных областях применения, в частности, в качестве раствора для бурения в целях извлечения полезных ископаемых.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к сухим смесям для приготовления состава для селективной водоизоляции в газовом пласте. Сухая смесь для приготовления состава для селективной водоизоляции в газовом пласте содержит, мас.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к производству проппанта, используемого при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта микробиологическим воздействием. Технический результат - увеличение охвата пласта за счет блокирования высокопроницаемых зон пласта и вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных пропластков, увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добывающих скважин, а также расширение технологических возможностей способа.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для ограничения водопритока в добывающей скважине, и может найти применение для выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к установке цементных мостов в эксплуатационных колоннах скважин при временном отключении продуктивной части отдельных пластов или части пласта и ликвидации скважин.

Изобретение может быть использовано в производстве наполнителей, добавок к почве для выращивания растений, для утяжеления буровых растворов, защиты от радиоактивного и электромагнитного излучения. Модифицированный карбонизированный красный шлам имеет следующий минеральный состав, мас.%: от 10 до 50 соединений железа, от 12 до 35 соединений алюминия, от 5 до 17 соединений кремния, от 2 до 10 диоксида титана, от 0,5 до 6 соединений кальция. Массовое отношение карбоната железа (II) к оксидам железа составляет, по меньшей мере, 1. Изобретение позволяет модифицировать красный шлам - отход производства процесса Байера, чтобы получить вещество с воспроизводимыми характеристиками, пригодное для дальнейшего применения. 10 н. и 26 з.п. ф-лы, 10 ил., 8 табл., 5 пр.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к способам повышения продуктивности эксплуатационных скважин подземных хранилищ газа и снижения водонасыщенности призабойной зоны пласта с использованием физико-химических методов воздействия на пласт-коллектор. В способе крепления продуктивного пласта-коллектора газовой скважины в скважину закачивают связующий состав, представляющий собой смесь реагентов, содержащую 60-80 мас. модифицированного тетраэтоксисилана и 20-40 мас. водного раствора кислотного катализатора. Продавливают его в пласт-коллектор газообразным агентом, выбранным из группы газов: азот, выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, углекислый газ. При этом газообразный агент подают в скважину при давлении, превышающем значение давления пласта-коллектора не менее чем на 1,0 МПа. После этого осуществляют выдержку скважины в технологическом отстое в течение по меньшей мере двух суток. Техническим результатом является снижение водонасыщенности призабойной зоны пласта и повышение продуктивности эксплуатационных газовых скважин при однократной обработке пласта-коллектора. 3 ил., 3 табл.

Наверх