Способ крепления призабойной зоны пласта

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей пром-сти и предназначено для крепления пород в нефтяных и газовых скважинах. Цель изобретения - повышение эффективности способа при естественных пластовых т-рах скважины за счет сохранения проницаемости по нефти закрепленных пород. Для этого в пласт последовательно закачивают закрепляющую смесь, содержащую малоконцентрированный латекс (МЛ) и 10%-ныи водный раствор карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), с последующей ее коагуляцией. Перед введением в пласт в закрепляющую смесь дополнительно вводят стекловату. Соотношение компонентов в смеси следующее , мас„ч.: МЛ 90-110; 10%-ный водный раствор КМЦ 5-20; стекловата 4-10. Содержание сухого остатка в МЛ должно быть не менее 6 мас.%. Коагуляцию закрепляющей смеси осуществляют путем закачки в пласт вслед за закрепляющей смесью концентрированного водного раствора сильного электролита в количестве не менее 0,06 мае„ч. от количества закрепляющей смеси. При этом процесс коагуляции в волокнистом пространстве стекловаты завершается адсорбцией коагуляции на стенках волокна и породы пласта. Между отдель- . ними волокнами, покрытыми адсорбционными слоями коагулянта, формируется пористая структура, которая позволяет сохранить первоначальную проницаемость пласта относительно нефти. . 3 табл. /

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИК (19) (11) (gI)g Е 21 В 33/138

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЙ

Н ASTOPCHOMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГННТ СССР (21) 4490144/03 (22) 09.09.88 (46) 30.01.91. Бюп. )1 4 (71) Научно-исследовательский и проектный институт по освоению месторождений нефти и газа Гипроморнефтегаз" (72) А.Б. Сулейманов, Т.Б. Геокчаев и Р А. Дашдиев (53) 622.245.4(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

В 595489, кл. Е 21 В 38/138, 1976.

Авторское свидетельство СССР

В 1481379, ил. Е 21 В 33/138, 1986. (54) СПОСОБ КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ

ЗОНЫ ПЛАСТА (57) Изобретение относится к нефтегазодобываюцеи прои-сти и предназначено дпя крепления пород в нефтяных и газовых скважинах. Цель иэобретения— повышение эффективности способа при естественных пластовых т-рах скважины за счет сохранения проницаемости по нефти эакрепленньм пород. Для этого в ппаст последовательно закачивают закрепляюцую сиесь, содержащую малоконИзобретение относится к нефтегазо-, добываюцей проьышпенности и может быть использовано для крепления пород в нефтяных и газовых скважинах.

Целью изобретения является повышение эффективности способа при естественных пластовых температурах скважины sa счет сохранения проницаеиости по нефти закрепленных пород.

Способ осуществляют путем последовательной закачки в пласт закрепляю2 центрированный латекс (MJI) и 10Х-ный водный раствор карбоксиметилцеллюлоэы (KMO, с последующей ее коагуляцией.

Перед введением в пласт в закрепляющую смесь дополнительно вводят стекловату.

Соотношение компонентов в смеси следующее, мас.ч.: MJI 90-110; 10Х-ный водный раствор КМЦ 5-20; стекловата

4-10. Содержание сухого остатка в KI должно быть не менее 6 мас.X. Коагуляцию закрепляющей смеси осуществляют путем закачки в пласт вслед эа закрепляющей смесью концентрированного водного раствора сильного электролита в количестве не менее 0,06 мас.ч. от количества закрепляющей смеси. При этом процесс коагуляции в волокнистом пространстве стекловаты завершается адсорбцией коагуляции на стенках волокна и породы пласта. Между отдель- . ными волокнами, покрытыми адсорбционными слоями коагулянта, формируется пористая структура, которая позволяет сохранить первоначальную проницаемость пласта относительно нефти., 3 табл. щей смеси, включающей малоконцентрированный латекс с содержанием сухого ос татка не менее 6 мас.Ж, 10Х-ный водный раствор карбоксиметилцеллюлозы и стекловату, и концентрированного водного раствора сильного электролита в количестве не менее 0,06 мас.ч. от количества закрепляющей смеси, причем компоненты закреплякицей смеси берут при следующем соотношении, мас.ч:

Малоконцентрированный латекс 90-110

16241

107.-ныи водный раствор карбоксиметнлцеллюло зы 5-20

Стекловата 4-10

При введении электролита - коагулирующего агента — в закрепляющую смесь, находящуюся в пласте, процесс коагуляции в волокнистом пространстве стекловаты завершается адсорбцней коагулянта на стенках волокна и породы пласта. При этом между отдельными волокнами, покрытыми адсорбционными слоями коагулянта, формируется пористая структура, которая позволяет сох- 15 ранить первоначальную проницаемость пласта относительно нефти. Обнаруженный эффект для других волокнистых материалов не повторяется. Это связано с тем, что по химическому составу (no 20 содержанию SiO<) стекловата близка к кварцевому песку, а это позволяет практически без нарушения первоначальной проницаемости пласта осуществить крепление пород в нефтяных и газовых 25 скважинах.

В табл. 1-3 представлены экспериментальные данные, подтверждающие эффективность способа при различных соотношениях компонентов и температу- 30 рах.

Испытания закрепляющих свойств составов и эффективности крепления проводили на моделях пласта: цилиндрическая колонка — кернодержатель длиной

0,2 м и внутренним диаметром 0 05 м.

Колонку в первом случае полностью заполняли естественным песчаником и определяли проницаемость модели пласта по нефти. Во втоРом слУчае модель 40 пласта заполняли закрепляющим агентом, а затем через модель пласта пропускали коагулянт и модель оставляли в покое в течение суток для завершения пвоцесса отверждения, после чего on- 45 ределяли проницаемость пласта. Далее определяли содержание в жидкости механических примесей. Известно, что увеличение содержания пластового песка в продуц сквны бщее 0.5Х 50 приводит к разрушению пород призабайной зоны скважины, износу и выходу иэ работы труб и оборудования, а при увеличении содержания пластового песка в

I продукции скважины вьппе 0,5Х скважину останавливают и проводят работы по креплению призабойной зоны скважины.

В связи с этим при проведении экспе-, риментов скорость пропускания жид28

4 кости подбирали такой, чтобы содержание механических примесей в ней на выходе из необработанной модели была не менее 0,57. Эффективность крепления оценивали по содержанию механических примесей в жидкости.

Пример 1. Механическим перемешиванием в течение 10 мин готовят смесь компонентов следующего состава, мас. ч: синтетический малоконцентрированный латекс (СМЛ) 90; 107-ный водный раствор карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) 5; стекловата 4.

Свободную часть модели пласта заполняют закрепляющим составом (60 r) а затем закачивают 5 r коагулянта—

307.-ного водного раствора СаС1 . Пос.—

2 ле суточного выдерживания определяют проницаемость модели пласта и содержание механических примесей в жидкости, которые составляют соответственно

2,19 мкм и ОХ (следы). Первоначальная проницаемость — 2,33 мкм, а со- . держание механических примесей — 1,08Х.

Эффективность крепления Э „ = 1007.

Сохранение проницаемости модели пласта относительно первоначальной составляет 95,97..

П р и и е р 2. Механическим перемешиванием в течение 10 мин готовят смесь компонентов следующего состава, мас.ч.: СМЛ 100; 10Х-ный водный раствор КМЦ 12,5; стекловата 7.

Свободную часть модели пласта заполняют закрепляющим составом (60 г), а затем закачивают 15 г коагулянта—

127-ного водного раствора НС1. После суточного выдерживания определяют проницаемость модели пласта и содержание механических примесей в жицкости, которые составляют соответственно

2,31 мкм и 07 (следы). Первоначальная проницаемость — 2,40 мкм, а содержание механических примесей—

1,05Х. Э „ = 1007. Сохранение проницаемости составляет 96,27.

Пример 3. Механическим перемешиванием в течение 10 мин гот эвят смесь компонентов следующего состава, мас. ч.: СМЛ 110; 17-ный водный раствор КМЦ 20; стекловата 10.

Свободную часть модели пласта заполняют закрепляющим составом (60 г), а затем закачивают 25 r коагулянта— высокоминерализованной пластовой воды. После суточного выдерживания определяют проницаемость модели пласта и содержание механических примесей

1624128

Та бл ° ца 1

8лняпне содерхания компонентов в вакрепляк>цем н коагулиру>щем составах на качество крепления

При- Сод

seep лязщ ст тнск

2,23

2,07

2,35

2>40

2,54

2,34

2>3!

2>43

2 ° 17

2,13

2,27

2,43

34,6

67,0

74,5

100,0

100,0

95,!

53,8

72,7

100,0

100,0

100,0

218

39,9

58,4

80>8

96,2

47,2

37,1

38,9

60,4

93,5

71>8

38,3

41.9

0,98

0,97

1,03

1 05

1,02

1,03

1 04

0,99

0,98

t 03

1,О6

1,10

0,64

0,32

О >26

Следм

Следы

0,04

0>48

0,27

Следы

»

«»»

0,86

0,89

1,21 I 89

2,31

1,20

0,87

0,90

t, 4 7

2,03

1 53

0,87

1,02

1 70

2 80

3 90

4 100

5, 115

6 120 .7 100

8 100

9 Ilo !

О . 100

11 ° IOO

12 too

15 !

2,5

12,5

3

30, 15

8 0,2

8 0,2

8 0,2

7

8 0,2

8 0,2

8 0,2

7 0,22

8 0,2

1,5 0,2

0,25

0,22

0 35 в жидкости, которые составляют соответственно 2,03 мкм и 0_#_ (следы).

Первоначальная проницаемость—

2,17 мкм2, а содержание механических прим сей — 0,987.. Э = 1007.. Сохра5 нение проницаемости составляет — 93,5Х.

Представленные в табл. 1 и 2 результаты экспериментальных исслепований позволяю: сделать вывод о высокой степени сохранения проницаемости по нефти закрепленных моделей пластов и хорошем качестве их крепления о в интервале температур 10-65 С, т.е. при естественных температурах низкотемпературных пластов.

Данные, приведенные в табл. З,свидетельствуют о том, что использование других волокнистых материалов в качестве наполнителя в предлагаемом спо- 20 собе не позволяет достичь высокого эффекта крепления и сохранить первоначальную проницаемость пласта по нефти.

Установлено, что оптимальный интервал концентрации малоконцентрирован- 25 ного латекса составляет 8-12 мас.Х и для осуществления способа в качестве малоконцентрированного латекса могут быть использованы латексы различной природы. 30

Таким образом, предлагаемый способ позволяет осуществлять эффективное крепление рыхлых песчаных пород о при естественных пластовых температурах с сохранением высокой проницаемости по нефти закрепленных пород.

Формула изобретения

Способ крепления призабоиной эоны пласта путем закачки в пласт закрепляющей смеси, включающей малоконцентрироваиньп! латекс и 10Х-ный водный раствор карбоксиметилцеллюлозы с последующей ее коагуляцией, о т л и— а ю шийся тем, что, с целью повышения эффективности способа при естественных пластовых температурах скважины за счет сохранения проницаемости по нефти закрепленных пород, перед введением в пласт в закрепляющую смесь дополнительно вводят стекловату, а коагуляцию закрепляющей смеси осуцествляют путем закачки в пласт вслед за закрепляющей смесью концентрированного водного раствора сильного электролита в количестве не менее 0,06 мас.ч. от количества закрепляющей смеси, при этом малоконцентрированньп! латекс, 107-ный водньп1 раствор карбоксиметилцеллюлозы и стекловату используют в следующем соотношении, мас.ч.:

Чалоконцентрированный латекс 90-110

10%-ный водный раствор карбоксиметилцеллюпозы 5-20

Стекловата 4-10 причем содержание сухого остатка в малоконцентрированном латексе долхно быть не менее 6 мас.X.

1624128 в

Продолжение табл. 1

13 1ОО 15 г,О О,г

14 100 12 5 7 0>>16

15 100 12,5 12 !

6 !О» 1S 15 0>2

17 1ОО 15 20 О 2

0,45 36,7 57,9

0,33 94 ° 3 67,6.

0,03 78,Э 96,9

Следи 52 О 100 0

0,19 36,2 87,7

2,47 2,33 1>02

2,36 1,85 0,98

221 115 104

2,15 0,78 1,04

0,24

П ° и и ° е а a ° ° . Teieieparypa моделей пласта - 20 (, Таблица 2

Зависимость эффективности крепления и проницаемости по нефти от температуры пласта

Эффективность крепления, Х

Сохранение проницаемости. Х

Содержание механических примесей, мас. Х

Проницаемость по нефти, мкма

Температура модели плас та, "С до обработки

17>

П/П после обработки после до обраобработ- ботки

П р и и е ч а н.и е. Условия осуществления способа соответству1от примеру 4 табл. 1 ° таблицаЭ

Влияние txGO наполнитела Не вв>фектиаиосте креплении Ii проиииаемоств по нефти вакреплеииого пласта

Вид наполмителл и/п

I Хлопок

2 Полипропилвновое волокно

3 Вавалвтовое волокно

4 Стекловата

5 Опилки

1,39 0,98

0,28

2 ° 14

64,9 71,4

68>2 76>0

2,30 1,57 1,07

О,Э2

70,9 77>2

96,;2 100,0

66,6 72,8

1,54 1,О1

2,31 1,05

1,36 1,03

2,17

2,40

2,34

0,23

Спели

0,28

П р и и в ч а н н е. Условна осу>аествлеииа способа соответствуют примеру 4 табл. 1.

2

4

6

8

10

2,41 2,10

2 ° 33 2,06

2 ° 40 2 31

2,38 2,28

2,29 2,21

2,36 2,29

2в41 2вЗЗ

2,40 2,31

2,25 2,18

2,34 2,26

1i03

0,98

1,05

1,23

1,07

0,96

1,09

1,11

1,03

1,06

0,03

0,04

Следы

Следы

0,03

Следы

0,02

0,02

Следы

0,01

87,1

88,4

96,2

95,7

96,5

97,0

96,6

96,2

96,8

96,5

97,0

95,9

97,1

98т1

98,1

99,0