RU2475622C1 - Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин - Google Patents
Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2475622C1 RU2475622C1 RU2011134125/03A RU2011134125A RU2475622C1 RU 2475622 C1 RU2475622 C1 RU 2475622C1 RU 2011134125/03 A RU2011134125/03 A RU 2011134125/03A RU 2011134125 A RU2011134125 A RU 2011134125A RU 2475622 C1 RU2475622 C1 RU 2475622C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- aqueous solution
- formation
- hole zone
- sediment
- reservoir
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам крепления призабойной зоны продуктивного пласта. Технический результат - повышение эффективности крепления путем создания устойчивого объемного осадка при максимальном сохранении емкостных и фильтрационных характеристик призабойной зоны продуктивного пласта, а также расширение ассортимента химических реагентов при осуществлении способа. Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта включает последовательную закачку в пласт через добывающую скважину водного раствора соли металла, а в качестве тампонирующего состава - водного раствора хлористого кальция с образованием в пластовых условиях нерастворимого в воде соединения - объемного осадка. При этом закачку растворов производят в соответствии со стехиометрическими коэффициентами, обеспечивающими наибольший выход осадка. В качестве водного раствора соли металла используют водный раствор гидрокарбоната натрия с концентрацией 10-20 мас.%. 2 табл.
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам крепления призабойной зоны продуктивного пласта.
Анализ существующего уровня техники показал следующее.
Известен способ крепления призабойной зоны пласта путем закачки наполнителя и связывающего агента (см. а.с. № 1168700 от 27.08.81 г. 11, кл. Е21В 33/13, опубл. в БИ № 27, 1985 г.). В качестве наполнителя в призабойную зону закачивают битуминозный песчаник, а в качестве связывающего агента - дизельные или масляные щелочные отходы и водный раствор хлористого кальция. Битуминозный песчаник предварительно обрабатывают и закачивают в пласт в смеси с дизельными или масляными щелочными отходами при соотношении их объемов соответственно 1:3, после чего последовательно закачивают разделительную жидкость - воду в объеме 0,25-0,5 м3, 10%-ный водный раствор хлористого кальция в объеме, равном объему щелочных отходов, и продавочную жидкость - воду в объеме насосно-компрессорных труб, а предварительную обработку битуминозного песчаника осуществляют путем смешения породы с дизельными или масляными щелочными отходами с последующим сливом и добавлением 0,5-1%-ного водного раствора хлористого кальция, перемешиванием смеси в течение 2-3 мин, после чего раствор хлористого кальция сливают и породу промывают водой.
Недостатком указанного способа является неэффективность крепления из-за невысокой прочности сформированного песчаного барьера и снижение емкостных и фильтрационных характеристик призабойной зоны продуктивного пласта. Обусловлено это тем, что прочность созданного песчаного барьера обеспечивается связующим материалом из битума и продуктов реакции между дизельными или масляными щелочными отходами и хлористым кальцием. Битум и кальциевые мыла, получаемые в результате этой реакции, являются термопластичными материалами и не связывают песок в прочный конгломерат. К тому же при температурах выше 30°С эта связка размягчается и не обеспечивает надежного закрепления призабойной зоны пласта.
Известен способ крепления призабойной зоны пласта, согласно которому производят перфорацию обсадной колонны в размытом интервале призабойной зоны, закачивают в заколонное пространство через перфорационные отверстия кварцевый песок, затем силикат щелочного металла (натрия, калия и др.) и спиртовой раствор соли кальция (гидрат хлорида кальция, хелатный кальций и другие соли кальция, растворимые в спирте) для создания сохраняющего проницаемость цемента, который связывает песок (см. патент США № 5101901 от 03.12.90 г., кл. Е21В 33/13, 43/04, 43/12, опубл. 07.04.92 г.). Используют силикат щелочного металла с молярным соотношением SiO2/М2О 0,5-2 и содержанием в растворе в количестве 10-60 вес.%, соль кальция с содержанием в растворе в количестве 10-40 вес.%.
Недостатком указанного способа является недостаточная эффективность крепления из-за невысокой прочности сформированного песчаного барьера и снижение емкостных и фильтрационных характеристик призабойной зоны продуктивного пласта. Это обусловлено следующим: после намыва песка в контактных зонах между частицами остается жидкость-носитель в виде пленок и тонких прослоек. При закачивании водного раствора силиката щелочного металла он идет по пути наименьшего сопротивления, заполняет в первую очередь крупные поры и не может заполнить капиллярные зоны и вытеснить эти пленки из-за их прочной связи с поверхностью песка. Снижается число контактных связей, из-за чего сформированный песчаный барьер имеет небольшую прочность. При этом водный раствор силиката щелочного металла может вымываться последующими технологическими жидкостями в начале его ввода.
Известен способ изоляции водопритоков в газовых скважинах, включающий закачку через насосно-компрессорные трубы цементного раствора при сохранении в затрубном пространстве скважины уровня жидкости на определенной глубине (см. патент SU 1758219 А2, Е21В 43/32, 1992).
Сложность в осуществлении непрерывного контроля за уровнем жидкости в затрубном пространстве скважины и отсутствие контроля за процессом закачки цементного раствора при наличии в скважине пакера ограничивают применение указанного способа на многих газовых и газоконденсатных месторождениях.
Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи, суть которого заключается в закачке в пласт через нагнетательную скважину водного раствора хлорида алюминия с последующей закачкой щелочного раствора (см. патент РФ 2039224, кл. Е21В 43/24, 1994).
Недостатком данного способа является кратковременность эффекта, так как при последующей закачке вытесняющего агента происходит размывание и вытеснение осадка.
Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий последовательную закачку в пласт солей многоосновной кислоты и солей щелочно-земельных металлов в виде раствора или суспензии (см. патент РФ 2108455, кл. Е21В 43/32,1998).
Недостатком данного способа является ограниченность его применения по проницаемости коллекторов.
Наиболее близким решением, взятым за прототип, является способ селективной обработки пласта, включающий последовательную закачку в пласт буферной жидкости - водного раствора соли металла и тампонирующего состава с образованием в пластовых условиях с ионами кальция нерастворимое в воде соединение - щелочной осадок. В качестве водного раствора используют соли металла 10-30% водный раствор гидросульфата натрия, а в качестве тампонирующего состава - водный раствор хлористого кальция, закачку каждого из указанных растворов производят равными порциями, объемы которых определяют исходя из толщины продуктивного пласта и диаметра скважины или скорости поглощения закачиваемых растворов (см. патент RU 2236559, МПК Е21В 33/138, 2004).
Недостатком данного способа является недостаточная продолжительность эффекта из-за низкой устойчивости изолирующего экрана к размыванию.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности крепления путем создания устойчивого объемного осадка при максимальном сохранении емкостных и фильтрационных характеристик призабойной зоны продуктивного пласта, а также расширение ассортимента химических реагентов при осуществлении способа.
Технический результат достигается тем, что в известном способе крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин, включающем последовательную закачку в пласт через добывающие скважины водных растворов реагентов с образованием в пластовых условиях нерастворимого в воде соединения -объемного осадка, используют в качестве водного раствора соль металла 10-20% водный раствор гидрокарбоната натрия, а в качестве тампонирующего состава - водный раствор хлористого кальция, закачку каждого из указанных растворов производят в соответствии со стехиометрическими коэффициентами, обеспечивающими наибольший выход осадка. Объемы растворов определяют исходя из толщины продуктивного пласта и диаметра скважины, а также ввиду необходимости полного заполнения порового заколонного пространства продуктивного пласта на расстоянии до 0,60 м от скважины.
Освоение скважины производят без выдержки на реагирование в пласте, так как реагирование в точечном объеме порового канала происходит мгновенно.
Закачку растворов в пласт производят как в остановленной, так и в работающей скважине. Для доставки растворов в заданную зону перфорации скважины и обеспечения расчетной скорости закачки используют кол-тюбинг.
Сущность предлагаемого способа состоит в следующем.
При строительстве скважины, а также в процессе эксплуатации приствольная зона продуктивного пласта испытывает гидродинамические и механические воздействия при содействии этому горного давления. Поэтому вокруг ствола скважины на расстоянии до 0,60 м от обсадной колонны возникают дефекты структуры и трещины. При слабом цементирующем веществе (глина, гипс) песчаник в этой зоне в процессе эксплуатации скважины разрушается с выносом песка вместе с газом в скважину.
Способ проверен в лабораторных условиях. Для лабораторных исследований в поровой среде использовались насыпные модели, приготовленные из рыхлых девонских песчаников, отобранных из обнажений коренных пород.
Через насыпную модель осуществляли последовательную прокачку водного раствора гидрокарбоната натрия и, в качестве тампонирующего состава, водный раствор хлористого кальция. В результате реакции ионы кальция образуют нерастворимое в воде соединение, т.е. в поровом объеме образуется закупоривающий осадок в виде тонкодисперсной взвеси, а на стенках поровых каналов в виде твердых микрокристаллов. Закачку каждого из указанных растворов производят равными порциями. Предполагается, что полученный в пластовых условиях осадок также препятствует прорыву пластовых вод, путем изоляции водопроявляющих участков пласта устойчивым в воде осадком, за счет этого происходит подключение в разработку застойных и слабодренируемых зон пласта.
Объемы растворов определяют по обычной методике исходя из выбранного условного радиуса обработки призабойной зоны, эффективной мощности пласта и пористости коллектора.
Описанные химические процессы проходят по следующей схеме:
CaCl2+2NaHCO3 →2NaCl+Ca(HCO3)2 ↓
Дальнейший распад водного раствора Са(НСО3)2 также способствует отверждению осадка с образованием малорастворимого карбоната кальция по схеме:
Однако эта жидкость не загрязняет продуктивный пласт, т.к. при освоении скважины будет вынесена вместе с газом. Благодаря этому сохраняются емкостные и фильтрационные характеристики продуктивного пласта.
Оптимальные соотношения сухого вещества в растворах определяли стехиометрическими расчетами реакции с вычислением массовых долей, например:
для приготовления 100 мл 21,8% водного раствора СаСl2 необходимо 20 г СаСl2 и 92 мл Н2O, т.к. ρ(СаСl2)=2,51 г/см3.
Молярная масса М(СаСl2)=111 г/моль; М(NаНСО3)=84 г/моль, следовательно
для нейтрализации хлористого кальция необходимо следовательно, m(NaHCO3)=13,26 г и 93,86 мл Н2O, т.к. ρ (NaHCO3)=2,16 г/см3.
После каждой прокачки проводилось определение проницаемости по газу по формуле:
Kпр=(Q·µ·L)/(F·dP),
где Q - объем газа, прокаченного через модель;
µ - динамическая вязкость газа;
L - длина модели;
F- площадь сечения модели;
dP - разность давлений.
Лабораторный эксперимент проводился по следующей методике:
1) Подготовили насыпную модель из фракций песчаника 0,1-0,25 мм с добавлением 4% глины;
2) Замерили проницаемость до эксперимента. Она составила Кпр=4,1 мкм2;
3) Прокачали 170 мл 20% водный раствор СаСl2 примерно 6 Vпop (Vпор=28 мл);
4) Прокачали 210 мл водного раствора NaНСО3;
5) Провели просушку при низких расходах газа, примерно при 2 psi (0,13 атм);
6) Замер проницаемости после прокачки реагентов осуществляли при Р=2,04; 4,08; 6,46 атм;
7) Проводили последовательное увеличение расхода газа через модель с целью определения обнаружения минимального давления начала выноса песка. Полученные результаты представлены в фиг.1.
8) Насыщение насыпной модели пласта водой при Р=0,34 атм в течение 120 мин.
9) Прокачка воды при увеличении давления.
Полученные результаты представлены в фиг.2.
Характеристикой продуктивного пласта может являться проницаемость, как по газу, так и по воде. Критерием для оценки служит коэффициент пропорциональности между значениями проницаемости до и после создания прокачки реагентов. Коэффициент сохранения проницаемости продуктивного пласта Кпр рассчитывают по формуле
Кпр=К2пр/K1пp,
где K1пp - проницаемость продуктивного пласта до прокачки реагентов, мкм2;
К2пр - проницаемость продуктивного пласта после прокачки реагентов, мкм2.
Чем больше значение Кпр, тем лучше сохранены фильтрационные свойства пласта после проведения работ по креплению.
Для реализации данного способа используются доступные реагенты и вещества отечественного производства.
Хлористый кальций (ГОСТ 450-77) - бесцветные кристаллы плотностью 2,51 г/см3, tпл=112°С. Обладает высокими гигроскопическими свойствами. Растворимость (г на 100 г Н2O):74 (20°С) и 159 (100°С).
Допустимо применение плавленого, соответствующего формуле СаСl2·2Н2О с содержанием сухого вещества 66-70%, и хлористого кальция безводного, порошкообразного.
Гидрокарбонат натрия NaHCO3 (ГОСТ 2156-76) (другие названия: питьевая сода, пищевая сода, бикарбонат натрия, натрий двууглекислый) - кристаллическая соль, однако чаще всего она встречается в виде порошка тонкого помола белого цвета. Химическая формула
Двууглекислый натрий не токсичен, пожаро- и взрывобезопасен. Молекулярная масса (по международным атомным массам 1971 г.) - 84,00
Предложенный состав может готовиться в заводских условиях. Является пожаро- и взрывобезопасным. По воздействию на организм относится к веществам малоопасным и может быть широко применен на газовых промыслах.
Claims (1)
- Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта, включающий последовательную закачку в пласт через добывающую скважину водного раствора соли металла, а в качестве тампонирующего состава - водный раствор хлористого кальция с образованием в пластовых условиях нерастворимого в воде соединения - объемного осадка, отличающийся тем, что закачку растворов производят в соответствии со стехиометрическими коэффициентами, обеспечивающими наибольший выход осадка, а в качестве водного раствора соли металла используют водный раствор гидрокарбоната натрия с концентрацией 10-20 мас.%.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011134125/03A RU2475622C1 (ru) | 2011-08-12 | 2011-08-12 | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011134125/03A RU2475622C1 (ru) | 2011-08-12 | 2011-08-12 | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2475622C1 true RU2475622C1 (ru) | 2013-02-20 |
Family
ID=49121026
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011134125/03A RU2475622C1 (ru) | 2011-08-12 | 2011-08-12 | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2475622C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103225491A (zh) * | 2013-04-11 | 2013-07-31 | 郭勇 | 凝析气藏盐沉析抑制气体窜流技术 |
RU2724828C1 (ru) * | 2019-05-06 | 2020-06-25 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1624125A1 (ru) * | 1987-09-23 | 1991-01-30 | Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ креплени призабойной зоны пласта |
RU2108455C1 (ru) * | 1997-05-19 | 1998-04-10 | Владимир Владимирович Мазаев | Способ изоляции притока пластовых вод |
RU2111351C1 (ru) * | 1997-05-19 | 1998-05-20 | Владимир Владимирович Мазаев | Способ изоляции притока пластовых вод |
US20010032723A1 (en) * | 1999-02-04 | 2001-10-25 | Jiten Chatterji | Sealing subterranean zones |
US20040107877A1 (en) * | 2002-12-10 | 2004-06-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing cement composition |
RU2236559C1 (ru) * | 2003-02-07 | 2004-09-20 | ООО "Уренгойгазпром" | Способ селективной обработки пласта |
RU2338768C1 (ru) * | 2007-03-15 | 2008-11-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО РИТЭК) | Реагент для изоляции притока пластовых вод |
-
2011
- 2011-08-12 RU RU2011134125/03A patent/RU2475622C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1624125A1 (ru) * | 1987-09-23 | 1991-01-30 | Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ креплени призабойной зоны пласта |
RU2108455C1 (ru) * | 1997-05-19 | 1998-04-10 | Владимир Владимирович Мазаев | Способ изоляции притока пластовых вод |
RU2111351C1 (ru) * | 1997-05-19 | 1998-05-20 | Владимир Владимирович Мазаев | Способ изоляции притока пластовых вод |
US20010032723A1 (en) * | 1999-02-04 | 2001-10-25 | Jiten Chatterji | Sealing subterranean zones |
US20040107877A1 (en) * | 2002-12-10 | 2004-06-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing cement composition |
RU2236559C1 (ru) * | 2003-02-07 | 2004-09-20 | ООО "Уренгойгазпром" | Способ селективной обработки пласта |
RU2338768C1 (ru) * | 2007-03-15 | 2008-11-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО РИТЭК) | Реагент для изоляции притока пластовых вод |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103225491A (zh) * | 2013-04-11 | 2013-07-31 | 郭勇 | 凝析气藏盐沉析抑制气体窜流技术 |
RU2724828C1 (ru) * | 2019-05-06 | 2020-06-25 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US20120090833A1 (en) | Water injection systems and methods | |
RU2286446C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины | |
RU2338768C1 (ru) | Реагент для изоляции притока пластовых вод | |
RU2475622C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин | |
RU2616632C1 (ru) | Способ глушения нефтяной скважины с высоким газовым фактором в условиях наличия многолетнемерзлых пород | |
RU2487235C1 (ru) | Способ разработки обводненного карбонатного пласта | |
RU2456444C2 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
RU2616893C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах | |
RU2232879C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
RU2716316C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2536070C1 (ru) | Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов | |
RU2724828C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта | |
RU2536529C1 (ru) | Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта | |
RU2323243C1 (ru) | Твердый реагент для кислотной обработки скважины и способ кислотной обработки скважины, преимущественно водозаборной | |
RU2191894C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного пласта | |
RU2307146C2 (ru) | Состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов | |
RU2757456C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой | |
RU2123104C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
RU2562634C2 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пласта | |
RU2102591C1 (ru) | Способ обработки продуктивного пласта | |
RU2614997C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
RU2172811C2 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта | |
RU2744325C1 (ru) | Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами | |
RU2162936C1 (ru) | Состав для регулирования разработки неоднородной нефтяной залежи |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130813 |