Способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин

Авторы патента:

Магадов Валерий Рашидович (RU)

Губанов Владимир Борисович (RU)

Малютин Станислав Александрович (RU)

Силин Михаил Александрович (RU)

Магадова Любовь Абдулаевна (RU)

Нескин Вадим Алексеевич (RU)

Ефимов Николай Николаевич (RU)

E21B33/138 - глинизация стенок скважины, закачивание цемента в поры и трещины породы

C09K8/44 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

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

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.

Способ изоляции водопритоков в скважину // 2520190

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.

Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами // 2519262

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.

Способ ограничения водопритока в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами // 2519138

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами.

Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков // 2518620

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.

Способ получения акрилового реагента для ограничения притока вод в нефтяном пласте // 2517558

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.

Гелеобразующие жидкости для обработки, содержащие соли четвертичного аммония в качестве модификаторов времени гелеобразования, и способы их использования // 2517342

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.

Способ изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину // 2515675

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.

Тампонажный раствор низкой плотности // 2507380

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.

Застывающие композиции, содержащие природный пуццолан, и связанные с этим способы // 2507379

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.

Армированные эластомеры // 2520794

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.

Тампонажный состав "реолит" // 2520608

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.

Новые утяжелители для использования в цементных, буферных и буровых текучих средах // 2520233

Изобретение относится к цементной композиции, способу цементирования в межтрубном пространстве между обсадной колонной скважины и буровой скважиной и к сухой цементной композиции.

Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины // 2520217

Способ изоляции водопритоков в скважину // 2520190

Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами // 2519262

Способ приготовления состава для получения кислоторастворимого тампонажного камня // 2519144

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.

Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин // 2519019

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.

Способ сушки борсодержащих минералов // 2518692

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.

Способ получения проппанта и проппант // 2518618

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к производству проппантов, используемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта.

Буровой раствор // 2521259

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.