Способ укрепления призабойной зоны скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы. Способ укрепления призабойной зоны скважины включает последовательную закачку закрепляющего состава и отвердителя. Закрепляющий состав содержит этилсиликат-40 и изопропиловый спирт в соотношении 9:1. В качестве отвердителя используют 5 и 10%-ные растворы гидроксида натрия. Перед закачкой закрепляющего состава в скважину закачивают 5%-ный раствор гидроксида натрия, затем буфер из пресной воды, а после закачки закрепляющего состава закачивают буфер из пресной воды, затем 10%-ный раствор гидроксида натрия и перепродавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины. Техническим результатом является повышение эффективности за счет надежного и безопасного крепления призабойной зоны скважины путем ликвидации пескопроявления, устранения коррозии, сокращения продолжительности реализации способа и возможности его применения в зимнее время года. 1 табл., 3 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы.

Известен способ укрепления призабойной зоны скважины (патент RU №2387803, МПК Е21В 33/13, С09К 8/44, опубл. в бюл. №12 от 27.04.2010), включающий спуск в призабойную зону скважины колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), последовательную закачку по колонне НКТ в призабойную зону скважины фенолформальдегидной смолы и водного раствора соляной кислоты с последующей выдержкой до отверждения фенолформальдегидной смолы, причем предварительно в призабойную зону нагнетают изопропиловый спирт (ИПС), после чего закачивают фенолформальдегидную смолу в смеси с ИПС при соотношении компонентов, об. %:

фенолформальдегидная смола 90-95
ИПС 5-10,

затем водный раствор соляной кислоты 12-24%-ной концентрации, после закачивания ИПС и фенолформальдегидной смолы в смеси с ИПС делают выдержку не менее 8 ч, все реагенты закачивают в объеме, достаточном для создания экрана в призабойной зоне с диаметром охвата не менее 1,8 м, причем закачку водного раствора соляной кислоты производят при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на эксплуатационную колонну скважины и пласты, находящиеся в призабойной зоне скважины.

Недостатками известного способа являются продолжительность и трудоемкость реализации способа, связанные с предварительной закачкой ИПС, оставлением на технологическую выдержку в течение 8 ч, затем последовательной закачкой фенолформальдегидной смолы в смеси с ИПС и повторным оставлением на технологическую выдержку в течение 8 ч, закачкой водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации с оставлением на технологическую выдержку в течение 24 ч. Использование больших объемов соляной кислоты (12-24%-ной концентрации) является недостатком способа, так как вызывает коррозию эксплуатационной колонны и металлических конструкций в скважине, а также разрушение цементного камня крепи скважины с возможным возникновением заколонных перетоков. Также недостатком является повышение вязкости фенолформальдегидной смолы в зимний период, что приводит к росту давления закачки.

Наиболее близким по технической сущности является способ укрепления призабойной зоны скважины (патент RU №2581861, МПК Е21В 33/13, С09К 8/44, опубл. в бюл. №11 от 20.04.2016), включающий последовательную закачку по колонне НКТ в призабойную зону закрепляющего состава и отвердителя. Закрепляющий состав содержит этилсиликат-40, ИПС и алюминиевую пудру при следующем соотношении компонентов, об. %:

этилсиликат-40 88,5-89,5
ИПС 10
алюминиевая пудра 0,5-1,5

Производят закачку отвердителя - водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации для отверждения закрепляющего состава и создания пористого экрана в призабойной зоне скважины. Алюминиевая пудра вспенивает тампонажную смесь, благодаря чему обеспечивается пористость при отверждении тампонажной смеси и сохраняется продуктивность пластов после укрепления призабойной зоны скважины.

Недостатком известного способа является использование больших объемов достаточно концентрированной соляной кислоты (12-24%-ной концентрации), что вызывает не только коррозию эксплуатационной колонны и металлических конструкций в скважине, но также и разрушение цементного камня крепи скважины с возможным возникновением заколонных перетоков. Также алюминиевая пудра не обеспечивает создание достаточных пор при отверждении состава, так как большая часть ее частиц не проникает в мелкие поры пласта, а забивается в крупные.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности за счет надежного и безопасного крепления призабойной зоны скважины путем ликвидации пескопроявления, устранения коррозии, сокращения продолжительности реализации способа и возможности его применения в зимнее время года.

Поставленная техническая задача решается способом укрепления призабойной зоны скважины, включающим последовательную закачку закрепляющего состава и отвердителя.

Новым является то, что закрепляющий состав содержит этилсиликат-40 и изопропиловый спирт в соотношении 9:1, в качестве отвердителя используют 5 и 10%-ные растворы гидроксида натрия, при этом перед закачкой закрепляющего состава в скважину закачивают 5%-ный раствор гидроксида натрия, затем буфер из пресной воды, а после закачки закрепляющего состава закачивают буфер из пресной воды, затем 10%-ный раствор гидроксида натрия и перепродавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины.

Этилсиликат-40 - это прозрачная маловязкая жидкость, представляет собой гомогенную смесь олигоэтоксисилоксанов разной степени конденсации с эмпирической формулой: RO - [-Si(OR)2 O-]m - R, R=C2H5, выпускается по ГОСТ 26371-84. Этилсиликат хорошо растворяется в толуоле, бензоле, полностью смешивается с этиловым спиртом. Обладает повышенной термостойкостью и может использоваться при температурах от минус 50 до плюс 60°С.

Изопропиловый спирт (ИПС) выпускается по ГОСТ 9805-84 и представляет собой бесцветную прозрачную жидкость, не содержащую механических примесей, плотностью 814-819 кг/м3.

Гидроксид натрия (NaOH) выпускается по ГОСТ Р 55064-1012 «Натр едкий технический. Технические условия».

Сущность способа заключается в ликвидации пескопроявления из призабойной зоны следующим образом. Заблаговременно или на скважине готовят отвердитель - 5 и 10%-ные растворы гидроксида натрия (в 0,95 м3 пресной воды растворяют 50 кг гидроксида натрия и в 0,90 м3 пресной воды растворяют 100 кг гидроксида натрия соответственно) и закрепляющий состав (0,90 м3 этилсиликата-40 перемешивают с 0,10 м3 ИПС или используют заблаговременно приготовленный состав при соотношении 9:1 соответственно). Закрепляющий состав на основе этилсиликата-40 и ИПС имеет низкие значения вязкости и температуры замерзания, что удобно для работы в зимнее время при минусовых температурах.

В скважину последовательно закачивают отвердитель - 5%-ный раствор гидроксида натрия, буфер из пресной воды, закрепляющий состав, буфер из пресной воды и отвердитель - 10%-ный раствор гидроксида натрия. При закачивании 5%-ного раствора гидроксида натрия частицы песка смачиваются им, и при закачивании закрепляющего состава происходит щелочной гидролиз этилсиликата-40 с образованием силанольных групп, что способствует формированию полимерной пленки, обволакивающей песчинки призабойной зоны. 10%-ный раствор гидроксида натрия закачивают при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на эксплуатационную колонну скважины и пласты в призабойной зоне скважины. Такое закачивание дополнительно скрепляет песчинки и предотвращает выдавливание закрепляющего состава из призабойной зоны, который отверждается под действием 10%-ного раствора гидроксида натрия, чем достигается укрепление призабойной зоны пласта.

Буфер из пресной воды предупреждает преждевременное отверждение закрепляющего состава. На одну обработку скважины требуется 0,2-2,0 м3 закрепляющего состава. Соотношение объемов 5%-ного раствора гидроксида натрия, закрепляющего состава и 10%-ного раствора гидроксида натрия определено опытным путем и составляет соответственно 0,3:1,0:0,7. Закрепляющий состав и отвердитель перепродавливают на 2-5 м в пласт технологической жидкостью и оставляют скважину на технологическую паузу в течение 24 ч для скрепления песка в призабойной зоне. Так как отверждение закрепляющего состава происходит только в местах соприкосновения с частицами песка, то после проведения работ сохраняется проницаемость призабойной зоны и ее укрепление с сохранением пористого фильтра.

В отличие от способа по наиболее близкому аналогу предлагаемый способ более технологичен, поскольку использование растворов гидроксида натрия не вызывает коррозию металлических частей и разрушение цементного камня крепи скважины. Растворы гидроксида натрия являются отвердителем этилсиликата-40, а закачка 10%-ного раствора гидроксида натрия после закрепляющего состава дополнительно закрепляет песок в призабойной зоне.

При использовании в предлагаемом способе гидроксида натрия с концентрацией менее 5% сроки отверждения закрепляющего состава увеличиваются и составляют более 24 ч с одновременным ухудшением прочностных свойств из-за отверждения состава не в полном объеме. Использование гидроксида натрия с концентрацией более 10% не ведет к значительному увеличению эффективности способа, а лишь удорожает его.

Соотношение оптимального содержания компонентов закрепляющего состава было выбрано исходя из формирования прочного и проницаемого фильтра, а сам процесс крепления призабойной зоны - из условия технологичности проведения работ в любое время года.

После реализации способа образуется отвержденный пористый экран, который укрепляет призабойную зону скважины и при этом сохраняет коллекторские свойства пласта.

Применение предлагаемого способа по сравнению со способом по наиболее близкому аналогу позволяет сократить продолжительность процесса крепления призабойной зоны вследствие отсутствия дополнительных операций по вымыванию из закрепляющего состава отдельных компонентов (как алюминиевая пудра в способе по наиболее близкому аналогу) для получения отвержденного фильтра с заданной пористостью и обработки искусственного полимерного фильтра с целью увеличения его прочности.

Пример 1. Скважина, эксплуатируемая штанговым насосом, работала с выносом песка 1,9 г/л от добываемой продукции. В интервал перфорации скважины, расположенный на глубине 846-848 м, через колонну НКТ последовательно закачали 5%-ный раствор гидроксида натрия объемом 0,6 м3; буфер из пресной воды объемом 0,2 м3; закрепляющий состав объемом 2,0 м3; буфер из пресной воды объемом 0,2 м3, 10%-ный раствор гидроксида натрия объемом 1,4 м3, далее продавили в пласт закачкой в колонну НКТ пресную воду объемом 7,5 м3, используемую в качестве технологической жидкости. Оставили скважину в течение 24 ч для отверждения закрепляющего состава. Далее скважину освоили и ввели в эксплуатацию, интенсивность выноса песка сократилась до 0,1 г/л от добываемой продукции.

Примеры 2 и 3 выполняются аналогично примеру 1 (см. табл.).

Таким образом, применение способа повышает эффективность надежного и безопасного крепления призабойной зоны скважины путем ликвидации пескопроявления, устранения коррозии, сокращения продолжительности реализации способа и возможности его применения в зимнее время года.

Способ укрепления призабойной зоны скважины, включающий последовательную закачку закрепляющего состава и отвердителя, отличающийся тем, что закрепляющий состав содержит этилсиликат-40 и изопропиловый спирт в соотношении 9:1, в качестве отвердителя используют 5 и 10%-ные растворы гидроксида натрия, при этом перед закачкой закрепляющего состава в скважину закачивают 5%-ный раствор гидроксида натрия, затем буфер из пресной воды, а после закачки закрепляющего состава закачивают буфер из пресной воды, затем 10%-ный раствор гидроксида натрия и перепродавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – исключение непроизводительной эксплуатации и нагрева водонасыщенных зон пласта, создание локальной гидродинамической связи между скважинами и расширение ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на элементы насоса.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий портландцемент, адгезионную добавку, понизитель водоотдачи, пеногаситель и воду, в качестве адгезионной добавки содержит клей Силор-Ультра Т, в качестве понизителя водоотдачи водорастворимый эфир целлюлозы - карбоксиметилцеллюлоза, в качестве пластификатора лигносульфонат, в качестве пеногасителя трибутилфосфат при следующем соотношении компонентов, масс.

Изобретение предназначено для оценки смывающей способности буферных жидкостей при проведении мероприятий по удалению глинистой корки и может быть использовано при строительстве и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - исключение прорыва теплоносителя к подстилающим пластовым водам, увеличение коэффициента извлечения нефти, экономия энергетических ресурсов.

Изобретение относится к области строительства переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия методом наклонно-направленного бурения в несцементированных грунтах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве (бурении) нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям предупреждения проявлений пластового флюида при строительстве нефтяных и газовых скважин, в частности к ликвидации перетоков в проявляющих пластах.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к составам для изоляции поглощающих зон при бурении скважин различной категории, снижения приемистости интервалов пластов в процессе проведения ремонтно-изоляционных (РИР) и ремонтно-восстановительных (РВР) работ.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин.

Настоящее изобретение относится к усилителям действия разжижителей, содержащих соединения железа, и способам их применения при гидроразрыве подземного пласта. Способ гидроразрыва подземного пласта - ГРПП, через который проходит ствол скважины, включающий стадию введения в ствол скважины жидкости для обработки скважины под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, где жидкость для обработки скважины содержит воду, по меньшей мере, один акриламидсодержащий полимер - ААСП, одну или более соль двухвалентного железа и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из группы, состоящей из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты - ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты - ДТПА, гуминовых кислот и лигносульфатов.
Изобретение относится к способу получения концентрированной депрессорной суспензии и ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений. Способ включает смешение полиальфаолефина в растворе спирта, в качестве которого используют бутанол и/или гексанол, при добавлении стабилизатора анионного или катионного поверхностно-активного вещества, представляющего собой бензалкониум хлорид или лаурилсульфат натрия.

Изобретение относится к устройствам для обработки призабойной зоны скважины за счет разрыва пласта газообразными продуктами сгорания твердых топлив и может быть использовано для повышения продуктивности нефтяных скважин.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - оптимальные структурно-реологические свойства бурового раствора для применения на сероводородсодержащих нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях с низкими и аномально низкими пластовыми давлениями, предотвращение поглощений бурового раствора при проведении внутрискважинных работ, морозостойкость, нейтрализация сероводорода, минимизация негативной экологической нагрузки на окружающую среду.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - сохранение фильтрационно-емкостных свойств и профилактика осложнений при бурении и первичном вскрытии продуктивных пластов в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам, промывочным и технологическим жидкостям, используемым при заканчивании и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин с низкими пластовыми давлениями, с пластовой температурой до 110°С, со средними и низкопроницаемыми коллекторами на сероводородсодержащих месторождениях.

Изобретение относится к повторному гидроразрыву подземного пласта. Способ проведения повторного гидравлического разрыва подземного пласта, в котором проходит скважина, имеющая ряд зон, включает: а) проведение гидравлического разрыва продуктивной зоны внутри подземного пласта, б) изолирование продуктивной зоны, подвергнутой гидравлическому разрыву, от второй зоны в скважине посредством закачки в скважину негидратированной борированной галактоманнановой камеди и сшивающего агента, где до перехода в сшитое состояние негидратированная борированная галактоманнановая камедь содержит борат-ионы, и формирования загущенного временного уплотнения посредством взаимодействия указанной камеди и сшивающего агента, тем самым изолируя указанную продуктивную зону от второй зоны, в) деструкцию загущенного указанного временного уплотнения посредством закачки в скважину агента, снижающего вязкость, и снижения вязкости загущенного временного уплотнения посредством этого агента, закачиваемого в скважину под давлением, недостаточным для создания или расширения трещины в подземном пласте, и г) проведение повторного гидравлического разрыва указанной изолированной зоны после деструкции загущенного временного уплотнения посредством закачки в скважину текучей среды для гидравлического разрыва пласта под давлением, достаточным для создания или расширения трещины в изолированной продуктивной зоне, подвергнутой гидравлическому разрыву.

Изобретение относится к эмульгаторам инвертных эмульсий и может быть использовано при получении однородных смесей несмешивающихся жидкостей, представляющих собой двухфазные системы, применяющиеся в нефте- и газодобывающей промышленности, в том числе для бурения и глушения скважин, а также увеличения нефтеотдачи пластов заводнением.

Изобретение относится к обработке углеводородных пластов. Способ гидравлического разрыва подземного пласта (ГРПП) с проходящим через него стволом скважины, включающий получение композиции гидроразрыва, содержащей флюид-носитель и компонент сверхвпитывающего полимера (СВП), содержащего один или более из: первый композит проппанта и первый СВП в негидратированной форме, где первый СВП по меньшей мере частично внедрен в свободное пространство проппанта, или покрытый СВП, и закачивание этой композиции в подземный пласт для создания или увеличения трещины.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий портландцемент, адгезионную добавку, понизитель водоотдачи, пеногаситель и воду, в качестве адгезионной добавки содержит клей Силор-Ультра Т, в качестве понизителя водоотдачи водорастворимый эфир целлюлозы - карбоксиметилцеллюлоза, в качестве пластификатора лигносульфонат, в качестве пеногасителя трибутилфосфат при следующем соотношении компонентов, масс.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы. Способ укрепления призабойной зоны скважины включает последовательную закачку закрепляющего состава и отвердителя. Закрепляющий состав содержит этилсиликат-40 и изопропиловый спирт в соотношении 9:1. В качестве отвердителя используют 5 и 10-ные растворы гидроксида натрия. Перед закачкой закрепляющего состава в скважину закачивают 5-ный раствор гидроксида натрия, затем буфер из пресной воды, а после закачки закрепляющего состава закачивают буфер из пресной воды, затем 10-ный раствор гидроксида натрия и перепродавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины. Техническим результатом является повышение эффективности за счет надежного и безопасного крепления призабойной зоны скважины путем ликвидации пескопроявления, устранения коррозии, сокращения продолжительности реализации способа и возможности его применения в зимнее время года. 1 табл., 3 пр.

Наверх