RU2696644C1 - Способ снижения пескопроявлений в газовых скважинах - Google Patents
Способ снижения пескопроявлений в газовых скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2696644C1 RU2696644C1 RU2018108017A RU2018108017A RU2696644C1 RU 2696644 C1 RU2696644 C1 RU 2696644C1 RU 2018108017 A RU2018108017 A RU 2018108017A RU 2018108017 A RU2018108017 A RU 2018108017A RU 2696644 C1 RU2696644 C1 RU 2696644C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- reduction
- formation
- copolymer
- sand
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 239000004576 sand Substances 0.000 title claims abstract description 29
- 230000009467 reduction Effects 0.000 title abstract description 7
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims abstract description 29
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 24
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 19
- XOOUIPVCVHRTMJ-UHFFFAOYSA-L zinc stearate Chemical compound [Zn+2].CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O.CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O XOOUIPVCVHRTMJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 14
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 13
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 31
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 6
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 40
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 30
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 13
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 9
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 7
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 6
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 6
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 6
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 3
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 3
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000007777 multifunctional material Substances 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- XYOMMVNZIAGSMW-UHFFFAOYSA-N (prop-2-enoylamino)methyl propane-1-sulfonate Chemical compound CCCS(=O)(=O)OCNC(=O)C=C XYOMMVNZIAGSMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IKHGUXGNUITLKF-UHFFFAOYSA-N Acetaldehyde Chemical compound CC=O IKHGUXGNUITLKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 2
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 2
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 2
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 2
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 2
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 2
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 125000004169 (C1-C6) alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- DYCRDXOGOYSIIA-UHFFFAOYSA-N 1-hexoxyethanol Chemical compound CCCCCCOC(C)O DYCRDXOGOYSIIA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LHENQXAPVKABON-UHFFFAOYSA-N 1-methoxypropan-1-ol Chemical compound CCC(O)OC LHENQXAPVKABON-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XNQOYRSSJZAXLP-UHFFFAOYSA-N 2-(2-hydroxypropoxy)propan-1-ol;methoxymethane Chemical compound COC.CC(O)COC(C)CO XNQOYRSSJZAXLP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SBASXUCJHJRPEV-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxyethoxy)ethanol Chemical compound COCCOCCO SBASXUCJHJRPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QNIRRHUUOQAEPB-UHFFFAOYSA-N 2-(prop-2-enoylamino)butane-2-sulfonic acid Chemical class CCC(C)(S(O)(=O)=O)NC(=O)C=C QNIRRHUUOQAEPB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005653 Brownian motion process Effects 0.000 description 1
- ZNZYKNKBJPZETN-WELNAUFTSA-N Dialdehyde 11678 Chemical compound N1C2=CC=CC=C2C2=C1[C@H](C[C@H](/C(=C/O)C(=O)OC)[C@@H](C=C)C=O)NCC2 ZNZYKNKBJPZETN-WELNAUFTSA-N 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001730 Moisture cure polyurethane Polymers 0.000 description 1
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M Propionate Chemical compound CCC([O-])=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical group [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 description 1
- 238000005411 Van der Waals force Methods 0.000 description 1
- PTFCDOFLOPIGGS-UHFFFAOYSA-N Zinc dication Chemical compound [Zn+2] PTFCDOFLOPIGGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N acetic acid trimethyl ester Natural products COC(C)=O KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N acetone Substances CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000008065 acid anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 description 1
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000005396 acrylic acid ester group Chemical group 0.000 description 1
- 229920006222 acrylic ester polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 230000010062 adhesion mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- SOGAXMICEFXMKE-UHFFFAOYSA-N alpha-Methyl-n-butyl acrylate Natural products CCCCOC(=O)C(C)=C SOGAXMICEFXMKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000005537 brownian motion Methods 0.000 description 1
- 239000013590 bulk material Substances 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- -1 carboxylate ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 150000002118 epoxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- HYBBIBNJHNGZAN-UHFFFAOYSA-N furfural Chemical compound O=CC1=CC=CO1 HYBBIBNJHNGZAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000007903 penetration ability Effects 0.000 description 1
- 230000010399 physical interaction Effects 0.000 description 1
- 229920006255 plastic film Polymers 0.000 description 1
- 239000002985 plastic film Substances 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 229920006254 polymer film Polymers 0.000 description 1
- 229940114930 potassium stearate Drugs 0.000 description 1
- ANBFRLKBEIFNQU-UHFFFAOYSA-M potassium;octadecanoate Chemical compound [K+].CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O ANBFRLKBEIFNQU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 1
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000012453 solvate Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
- 239000003021 water soluble solvent Substances 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
- NWONKYPBYAMBJT-UHFFFAOYSA-L zinc sulfate Chemical compound [Zn+2].[O-]S([O-])(=O)=O NWONKYPBYAMBJT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229960001763 zinc sulfate Drugs 0.000 description 1
- 229910000368 zinc sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/565—Oil-based compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
Abstract
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для снижения выноса песка в газовых скважинах в начальный период эксплуатации. Технический результат - повышение эффективности способа снижения пескопроявлений в газовых скважинах с обеспечением минимального снижения потери проницаемости, повышение эффективности функционирования скважины за счет продления срока ее эксплуатации, а также упрощение и удешевление способа за счет исключения использования дорогостоящих реагентов и снижение времени проведения. Способ снижения пескопроявлений в газовых скважинах, где сначала закачивают безводную жидкость на полимерной основе, содержащую сополимер БМК-5 в количестве 9-14 мас.% и растворитель марки «Б» в количестве 86-91 мас.%, после чего закачивают буферную жидкость - конденсат газовый стабильный, а затем закачивают предварительно приготовленную водную эмульсию стеарата цинка плотностью не более 1050 кг/м3 и далее производят технологическую выдержку в течение 24 часов. 3 пр., 1 табл.
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для снижения выноса песка в газовых скважинах в начальный период эксплуатации.
Анализ существующего уровня техники показал следующее: - известен способ борьбы с пескопроявлениями в нефтяных и газовых скважинах, включающий закачку в скважину безводной жидкости, содержащей полиуретановый предполимер гидрофобный ППГ и растворитель - низший кетон при их соотношении, мас. %:
| ППГ | 5,0-15,0 |
| Низший кетон | 85,0-95,0, |
закачку воды и отверждение. Осуществляют закачку безводной жидкости в объеме равном 0,5-1,5 порового объема, а закачку воды в количестве 0,4-5,0 поровых объема за время, не превышающее 3 часов, после чего закачку останавливают и производят выдержку в статических условиях не менее 10 часов для отверждения (см. патент РФ №2285791 от 21.11.2005 г. по кл. Е21В 43/22, опубл. 20.10.2006 г.).
Недостатком указанного способа является следующее. Согласно описания патента сущность способа состоит в реализации схемы трехэтапной обработки пласта. То есть способ - многостадийный технологический процесс, требующих достаточных временных затрат. Согласно представленным в таблице результатам экспериментов данные проницаемости по воде снижены на 36%, проницаемости по газу 61% недостаточны для обеспечения высокой эффективности способа. В процессе реализации способа производят закачку достаточно больших объемов жидкости в пласт для продвижения реакционной массы в пласт. В дальнейшем при освоении вышеуказанную жидкость необходимо удалить. В случае сильно обводненного пласта может произойти преждевременное отверждение полимера, используемый в качестве низшего кетона - ацетон является легковоспламеняющимся реагентом, что делает его использование нецелесообразным, а сам процесс небезопасным;
- известен способ уменьшения образования сыпучего материала из части подземного пласта, при котором осуществляют контакт части подземного пласта с предпромывочной жидкостью, осуществляют контакт части подземного пласта с укрепляющей жидкостью, содержащей смолу и водный разложимый растворитель, при этом водный разложимый растворитель содержит, по меньшей мере, один компонент, выбранный из группы, состоящей из метанола, изопропанола, бутанола, простого эфира гликоля, простого метилового эфира диэтиленгликоля, простого метилового эфира дипропиленгликоля, 2-бутоксиэтанола, простого эфира С2-С6 двухосновного спирта, содержащего, по меньшей мере, одну C1-С6 алкильную группу, простого моноэфира двухосновного спирта, метоксипропанола, бутоксиэтанола, гексоксиэтанола, их изомеров и их комбинаций, и осуществляют контакт части подземного пласта с послепромывочной жидкостью (см. патент РФ №2403377 от 20.05.2005 г. по кл. Е21В 33/138, Е21В 43/02, Е21В 43/267, опубл.20.07.2008 г.).
Недостатком указанного способа является следующее. Способ является многостадийным, сложным вследствие проведения нескольких операций по закачиванию ряда жидкостей. Кроме того, в способе используют:
- в качестве водного разложимого растворителя метанол, вещество достаточно высокого класса опасности;
- в качестве послепромывочной жидкости инертные газы, что требует дополнительного оборудования и материальных затрат.
Возможно также и создание аварийной ситуации при проведении работ, в частности при прокачивании разведенной эпоксидной смолы, (см. примеры), так как при нарушении технологического режима возможно отверждение смолы в стволе скважины. На основании результата испытаний (см. таблицу) использование послепромывочной жидкости может привести к неравномерному укреплению призабойной зоны. При использовании данного способа в низкотемпературных скважинах, ограничено его применение так как некоторые используемые смолы могут отверждаться во времени только под действием определенной температуры;
- известен способ подавления образования частиц, включающий: размещение водного соединения, повышающего клейкость, в часть подземного пласта, содержащего неуплотненные частицы, где водное соединение, повышающее клейкость, включает полимер акриловой кислоты, полимер сложного эфира акриловой кислоты, полимер производного акриловой кислоты, гомополимер акриловой кислоты, гомополимер сложного эфира акриловой кислоты, полимер акриламидо-метил-пропансульфоната, полимер производного акриламидо-метил-пропансульфоната, сополимер акриламидо-метил-пропансульфоната, сополимер акриловой кислоты/акриламидо-метил-пропансульфоната и их сополимеры или их смеси; и активацию водного соединения, повышающего клейкость, при помощи активатора, который способен делать водное соединение, повышающее клейкость, нерастворимым в водном растворе, с образованием не затвердевающего покрытия, причем активатор содержит органическую кислоту, ангидрид органической кислоты, неорганическую кислоту, неорганическую соль, заряженное поверхностно-активное вещество, заряженный полимер или их комбинацию (см. патент РФ №2382173 от 17.05.2005 по кл. Е21В 33/138, C09K 8/575, Е21В 43/267, C09K 8/88, опубл. 20.02.2010 г).
Недостатком указанного способа является следующее. При отсутствии предварительной обработки пласта низкая адгезия реагентов указанных в качестве водного соединения, повышающего клейкость, к обрабатываемой поверхности ввиду присутствия углеводородов в пласте приведет к снижению эффективности проводимых работ. Возможно создание аварийной ситуации при реализации способа, когда водное соединение, повышающее клейкость, активируют до введения его в пласт, из-за возможного преждевременного отверждения смолы в стволе скважины. Для реализации данного способа обязательным является активация водного соединения, повышающего клейкость, при помощи использования активатора, который способен делать водное соединение, повышающее клейкость нерастворимым в водном растворе, что увеличивает временные и материальные затраты на проведение способа;
- известен способ контроля миграции твердых частиц в участке подземного пласта, включающий помещение текучей среды для предварительной промывки в участок подземного пласта, последующее помещение маловязкого адгезива, разведенного водорастворимым растворителем и имеющего вязкость менее 100 сП, в участок подземного пласта, и обеспечение контакта маловязкого адгезива с, по меньшей мере, мелкими частицами или пластовыми песками, расположенными в участке подземного пласта; при этом обрабатываемый участок подземного пласта имеет восстановленную проницаемость, равную, по меньшей мере, примерно 70%,причем маловязкий адгезив содержит неводный агент для повышения клейкости, который дополнительно включает мультифункциональный материал, имеющий количество от около 0,01 до около 50% по массе неводного агента для повышения клейкости, при этом мультифункциональный материал содержит, по меньшей мере, один мультифункциональный материал, выбранный из группы, состоящей из: альдегида, диальдегида, высвобождающего альдегид соединения, дигалогенида, ангидрида поликислоты, эпоксида, фурфуральдегида, продукта конденсации глутарового альдегида, продукта конденсации альдегида и любой их комбинации (см. патент РФ №2401940 от 01.03.2006 г. по кл. Е21В 43/22, Е21В 43/26, C09K 8/575 10.05.2009 г.).
Недостатком указанного способа является следующее. Вследствие того, что определенные виды смол из рекомендуемого широкого перечня при отверждении могут образовать монолит, возможна полная изоляция интервала продуктивного пласта. Возможно также и создание аварийной ситуации при проведении работ, в частности при прокачивании разведенной двухкомпонентной системы эпоксидной смолы, согласно примера №3, так как при нарушении технологического режима возможно отверждение смолы в стволе скважины. Недостаточная эффективность данного способа обусловлена и недостаточной адгезией маловязкого адгезива к мелким частицам при использовании в качестве предпромывочной жидкости углеводородной жидкости, согласно примерам №№1, 2.
В вышерассмотренных патентах отсутствует информация о длительности эффекта указанных способов обработки, что имеет большое значение при эксплуатации скважин.
Техническая задача - в разработке эффективного способа снижения пескопроявлений в газовых скважинах в начальный период эксплуатации.
Технический результат который может быть получен при реализации предлагаемого изобретения заключается в повышении эффективности способа снижения пескопроявлений в газовых скважинах с обеспечением минимального снижения потери проницаемости, с повышением эффективности функционирования скважины за счет продления срока ее эксплуатации, а также упрощение и удешевление способа за счет исключения использования дорогостоящих реагентов и снижение времени проведения.
Технический результат достигается с помощью предлагаемого способа снижения пескопроявлений в газовых скважинах по которому сначала закачивают безводную жидкость на полимерной основе, содержащую сополимер БМК-5 в количестве 9-14 мас. % и растворитель марки «Б» в количестве 86-91 мас. %, после чего закачивают буферную жидкость - конденсат газовый стабильный, а затем закачивают предварительно приготовленную водную эмульсию стеарата цинка плотностью не более 1050 кг/м3 и далее производят технологическую выдержку в течение 24 часов.
Используют сополимер БМК-5 по ТУ 6-02-115-91 (дата введения в действие 01.01.1992 г) сополимер бутилового эфира метакриловой кислоты и метакриловой кислоты полученной суспензионным методом, растворитель марки «Б» по ТУ 2388-003-79986174-2008 (дата ведения в действие 24.06.2008 г) «Растворители фасованные», является жидкостью:
- массовая доля метилацетата, %, не менее 97,0,
- массовая доля воды, %, не более 0,5,
- массовая доля уксусного альдегида, %, не более 0,5,
- массовая доля метанола, %, не более 0,5
- массовая доля бензина, % не более 1,0
- кислотность в пересчете на уксусную кислоту, %, не более 0,3. Конденсат газовый стабильный по ГОСТ Р 54389-2011. Предварительно готовят водную эмульсию стеарата цинка (см. авт.св. №95397 20.10.1951 опубл. Бюл. №4, 1953) - калий стеариновокислый по ТУ6-09-4561-78, водную эмульсию стеарата цинка готовят согласно а.с. СССР №95397.
Одной из важных проблем в газодобывающей отрасли является вынос песка при эксплуатации скважин. Как известно на стадии строительства и заканчивания скважин условиями и факторами, ведущими к разрушению призабойной зоны пласта являются:
- физико-литологическое строение пластов;
- наличие на забое эксплуатационных скважин конденсационной воды;
- обводнение скважин в результате подъема подошвенных вод в газонасыщенную залежь;
- переупаковка зерен песка из-за уменьшения внутренних напряжений при бурении;
- отклонение от технологического режима эксплуатации скважин с дестабилизацией режима фильтрации.
Обводнение коллектора призабойной зоны пласта, когда вода сначала вымывает связующие глинистые частицы, а затем выносит песок, и нарушение технологических режимов эксплуатации играет ведущую роль в интенсификации процесса выноса песка из пласта. На месторождениях, пласты которых представлены рыхлыми, слабосцементированными породами, из-за разрушения призабойной зоны пласта и поступления на забой продуктов разрушения, происходят осложнения, повреждение оборудования. Мероприятия по снижению выноса песка в скважины, проводимые на этапе заканчивания скважин или в начальный период эксплуатации дают наиболее хорошие результаты с эффективностью 70-90%. На данном этапе, существующие методы эксплуатации скважин с пескопроявлениями условно подразделяют на две группы: эксплуатация скважин с выносом песка из пласта и предотвращение выноса песка из пласта. По предлагаемому способу последовательное закачивание безводной жидкости на полимерной основе, содержащую сополимер БМК-5 и растворитель марки «Б» в указанных количественных соотношениях, закачка буферной жидкости и водного раствора эмульсии стеарата цинка плотностью не более 1050 кг/м3 обеспечивает образование прочной системы, скрепляющей частицы породы в местах их соприкосновения с формированием устойчивой к колебаниям и вибрациям водогазопроницаемой структуры. Известно, что при применении полимеров для снижения пескопроявлений в газовых скважинах требуется проведение дополнительных операций для улучшения адгезии полимера и восстановления проницаемости пласта. Механизм адгезии сополимера БМК-5 объясняется действием двух факторов: хемосорбцией и адсорбцией. Адсорбция обусловлена главным образом физическим взаимодействием на поверхности раздела фаз (с образованием Ван-дер-Ваальсовых сил). Хемосорбция осуществляется в результате того, что происходит взаимодействие функциональных групп, входящих в состав сополимера с функциональными группами, присутствующими на частицах породы, что приводит к образованию достаточно прочных связей. При закачивание безводной жидкости на полимерной основе, содержащей сополимер БМК-5 и растворитель марки «Б» происходят следующие процессы. Сополимер БМК-5 обладает высокой адгезионной и проникающей способностью, а также стойкостью к старению и имеет относительно невысокую стоимость. Адгезионная способность сополимера БМК- 5 объясняется силами остаточного химического сродства между находящимися на поверхности контакта молекулами сополимера и частицами песка. Сополимер БМК-5 при взаимодействии с атомами кремния песка образует связи за счет открытых карбоксильных групп в сополимере. Его адгезионная способность обусловлена хорошей способностью капиллярного проникновения, что приводит к образованию тонкого слоя сополимера на поверхностях внутри обрабатываемого пласта. На характер формирования и прочности покрытий оказывают влияние структурные превращения на границе раздела сополимер-песчаник. Пограничная зона существенно отличается по своей структуре от компонентов системы. На границе сополимер-песчаник образуется слой из плотно ряда сферолитов вытянутой формы ориентированных относительно границы раздела. Возникающие в пограничной зоне напряжения вызывают ускоренную и ориентированную кристаллизацию, которая сопровождается частичной релаксацией этих напряжений. Сополимер БМК-5 обладает амфифильными свойствами, то есть имеет полярные и неполярные группы в одной молекуле, благодаря чему его можно отнести к полимерным диспергирующим и сольватирующим агентам. Это объясняется тем, что сополимер адсорбируется на твердой поверхности в конформации клубка, в результате чего образуется плотный полимерный экран, препятствующий дальнейшему укрупнению частиц песка как за счет химической конденсации, так и за счет агрегации частиц. При контакте с мелкими частицами песка сополимер БМК-5 создает на них сольватную оболочку, что препятствует их агрегации и снижает вероятность закупоривания порового пространства пласта, с сохранением коллекторских свойств пласта с минимальным значением снижения потери проницаемости. Адгезионные свойства сополимера БМК-5 к породе усиливаются в присутствии хорошо смачивающей жидкости, роль которой выполняет растворитель марки «Б». Указанный растворитель создает условия подвижности частиц, включая в образование контактов броуновское движение, и дает возможность осуществить контакты на большой площади. Растворитель марки «Б» способствует очищению поверхности пласта от углеводородных наслоений. Известно, что макромолекулы полимеров, в состав которых входят атомы с не поделенными электронными парами, способны образовывать комплексы с элементами, имеющими незаполненную d-орбиталь. В результате такого взаимодействия образуются жесткие структурные элементы, пронизывающие весь объем полимера и оказывающие существенное влияние на его физико- механические свойства. Сополимер БМК-5 образует связующую матрицу с равномерно распределенными частицами уплотнителя, служащими центрами кристаллизации. Закачивание водной эмульсии стеарата цинка плотность не более 1050 кг/м3 предотвращает усадку, растрескивание, возникновение внутренних напряжений в полимерном экране. Дополнительное армирование происходит в результате интерколлирования стеарата цинка в межслоевое пространство сополимера. Наблюдаемое явление можно объяснить образованием двойного полимер-металлического комплекса, стабилизированного солевыми и координационными связями. Образование таких комплексов сопровождается снижением энергии активации системы. Сополимер БМК-5, в боковых цепях которого, находятся карбоксилат ионы образует монодентантные комплексы с ионами цинка. Образование межмолекулярных комплексов приводит к образованию пространственных структур, обладающих вязкоупругими свойствами пластичной пленки. Закачивание водной эмульсию стеарата цинка плотностью не более 1050 кг/м3 обеспечивает снижение степени усадочных явлений сополимера БМК-5, ориентированный монослой стеарата цинка повышает адгезию сополимера. Предлагаемый способ наиболее эффективен за счет того, что образуется не разрушаемая система, которая предотвращает вынос песка в скважину. Указанное обеспечивает прочность полимерной пленки и надежное сцепление с породой продуктивного пласта, повышение эффективности предлагаемого способа и обеспечение эффективности функционирования скважины за счет продления срока ее эксплуатации.
Испытания по предлагаемому способу проводят в лабораторных условиях.
Пример 1. Для лабораторных исследований используют насыпную модель пласта - металлический кернодержатель длиной 87 мм (0,87 м) и внутренним диаметром 30 мм (0,03 м), заполненный фракцией песчаника, размером 0,1-0,25 мм.
Характеристикой продуктивного пласта может являться проницаемость, как по газу, так и по воде.
Проницаемость определяют расчетным методом по формуле Дарси
Kпр=(Q⋅μ⋅L)/(F⋅dP),
где Q - объем газа, прокаченного через модель, м3/с;
μ - динамическая вязкость газа, Н⋅с/м2;
L - длина модели, м;
F - площадь сечения модели, м2;
dP - разность давлений, Н/м2.
Критерием для оценки служит коэффициент пропорциональности между значениями проницаемости до и после закачивания ингредиентов. Коэффициент сохранения проницаемости продуктивного пласта К рассчитывают по следующей формуле
Кпр =К2пр/K1пр,
где K1пр - проницаемость продуктивного пласта до закачивания ингредиентов, мкм2;
K1пр - проницаемость продуктивного пласта после закачивания ингредиентов, мкм2.
Модель подсоединяют к источнику сжатого газа. Готовят 1000 г безводной жидкости на полимерной основе. Для этого сополимер БМК-5 в количестве 90 г (9 мас. %) добавляют в 910 г (91 мас. %) растворителя марки «Б» (что составляет 978,49 мл р=930 кг/м3) и осуществляют перемешивание в течение 10 минут до получения однородной массы. Готовят 1223,5 г эмульсии стеарата цинка (р=1100 кг/м3) путем нагрева 350 г стеарата калия до 80°С и вводят в него при перемешивании 837,5 г 10% раствор сульфата цинка. Продолжают перемешивание до получения однородной сметанообразной массы. Затем к полученной эмульсии добавляют воду в количестве 2447,0 г с получением 3670,5 г водной эмульсии стеарата цинка плотностью 1050 кг/м3.
1. Фильтруют через модель пластовую воду с целью ее насыщения.
2. Проводят обратную фильтрацию и замеряют проницаемость керна по воде.
3. Проводят продувку модели для определения проницаемости по газу.
4. Закачивают безводную жидкость на полимерной основе в кернодержатель до появления его на выходе модели пласта.
6. Закачивают 30 мл конденсата газового стабильного.
7. Закачивают 300 мл водной эмульсии стеарата цинка плотностью 1050 кг/м3 в кернодержатель до появления ее на выходе модели пласта.
8. Производят выдержку в течение 24 часов.
9. Затем через модель прокачивают пластовую воду и замеряют проницаемость по воде.
10. Проводят продувку модели и замеряют проницаемость по газу.
11. Создают избыточное давление газа до величины 5 МПа и контролируют вынос песка в течение 10 минут.
Результаты исследований:
Коэффициент проницаемости по воде:
- до обработки K1првод=2,27 мкм2;
- после обработки К2првода=1,67 мкм2.
Коэффициент сохранения проницаемости по воде Kвода=0,74.
Коэффициент проницаемости по газу:
- до обработки K1пргаз=l,06 мкм2;
- после обработки К2пргаз=0,67 мкм2. Коэффициент сохранения проницаемости по газу Kгаз=0,63.
Вынос песка - отсутствует. Состояние керна - связан.
Пример 2. Готовят 1000 г безводной жидкости на полимерной основе г/мас. %:
| БМК-5 | 100/10 |
| Растворитель марки Б | 900/90 (что составляет 967,74 мл р=930 кг/м3). |
Проводят все операции как в примере 1.
Результаты исследований:
Коэффициент проницаемости по воде:
K1првод=0,59 мкм2;
К2првода=0,66 мкм2.
Коэффициент сохранения проницаемости по воде Kвода=1,12.
Коэффициент проницаемости по газу:
K1пргаз=1,38 мкм2;
К2пргаз=1,42 мкм2. Коэффициент сохранения проницаемости по газу
Кгаз=1,03.
Вынос песка - отсутствует. Состояние керна - связан.
Пример 3. Готовят 1000 г безводной жидкости на полимерной основе г/мас. %:
| БМК-5 | 140/14 |
| Растворитель марки Б | 860/86 (что составляет 924,73 мл р=930 кг/м3). |
Проводят все операции как в примере 1.
Результаты исследований:
Коэффициент проницаемости по воде:
K1првод=0,87 мкм2;
К2првода=0,52 мкм2.
Коэффициент сохранения проницаемости по воде Квода=0,60.
Коэффициент проницаемости по газу:
K1пргаз=2,42 мкм2;
К2пргаз=1,31 мкм2. Коэффициент сохранения проницаемости по газу Кгаз=0,54. Вынос песка - отсутствует. Состояние керна-связан.
Результаты проведенных исследований представлены в таблице
Примечание: По результатам наблюдения продолжительность эффекта предлагаемого способа составляет 12 месяцев.
Процесс приготовления безводной жидкости на полимерной основе является достаточно простым. Последовательное закачивание используемых в предлагаемом способе составов также не требует значительных временных затрат, что приводит к сокращению материальных расходов, и как следствие в целом значительно снижает время проведения работ. Содержание в безводной жидкости на полимерной основе: сополимера БМК-5 в количестве менее 9 мас. %, растворителя марки «Б» в количестве более 91 мас. % нецелесообразно из-за не работоспособности, так как не происходит предотвращение выноса песка, а содержание сополимера БМК-5 в количестве более 14 мас. %, растворителя марки «Б» в количестве менее 85 мас. % нецелесообразно, так как происходит значительное снижение проницаемости. Использование водной эмульсии стеарата цинка плотностью более 1050 кг/м3 нецелесообразно, так как в процессе его закачивания возникают осложнения.
Таким образом, согласно вышесказанному предлагаемая совокупность существенных признаков, обеспечивает достижение заявляемого технического результата.
Claims (1)
- Способ снижения пескопроявлений в газовых скважинах, характеризующийся тем, что сначала закачивают безводную жидкость на полимерной основе, содержащую сополимер БМК-5 в количестве 9-14 мас.% и растворитель марки «Б» в количестве 86-91 мас.%, после чего закачивают буферную жидкость - конденсат газовый стабильный, а затем закачивают предварительно приготовленную водную эмульсию стеарата цинка плотностью не более 1050 кг/м3 и далее производят технологическую выдержку в течение 24 часов.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018108017A RU2696644C1 (ru) | 2018-03-05 | 2018-03-05 | Способ снижения пескопроявлений в газовых скважинах |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018108017A RU2696644C1 (ru) | 2018-03-05 | 2018-03-05 | Способ снижения пескопроявлений в газовых скважинах |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2696644C1 true RU2696644C1 (ru) | 2019-08-09 |
Family
ID=67586713
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018108017A RU2696644C1 (ru) | 2018-03-05 | 2018-03-05 | Способ снижения пескопроявлений в газовых скважинах |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2696644C1 (ru) |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU95327A1 (ru) * | 1951-04-03 | 1952-11-30 | Г.А. Печковский | Механизм дл регулировани числа оборотов стабилизаторных ветродвигателей |
| RU2174522C2 (ru) * | 1998-10-27 | 2001-10-10 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Экстрамед" | Способ синтеза сополимера бутилметакрилата с метакриловой кислотой |
| GB2387191A (en) * | 2002-04-01 | 2003-10-08 | B J Services Company | Modified natural particles for fracturing and sand control |
| RU2382173C2 (ru) * | 2004-06-09 | 2010-02-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Водная добавка, повышающая клейкость, и способы подавления образования частиц |
| RU2401940C2 (ru) * | 2005-03-29 | 2010-10-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способы контроля миграции твердых частиц в подземном пласте |
| RU2403377C2 (ru) * | 2004-06-08 | 2010-11-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способы управления миграцией сыпучих частиц |
| RU2485284C1 (ru) * | 2011-12-22 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ крепления призабойной зоны и предотвращения выноса песка из скважины |
| RU2558558C1 (ru) * | 2014-05-23 | 2015-08-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН ) | Состав для ремонта нефтяных и газовых скважин |
| RU2558831C1 (ru) * | 2014-05-23 | 2015-08-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ НЕФТИ И ГАЗА РОССИЙСКОЙ АКАДЕМИИ НАУК(ИПНГ РАН) | Способ повышения добычи углеводородов путем ограничения выноса песка в нефтяных и газовых скважинах |
-
2018
- 2018-03-05 RU RU2018108017A patent/RU2696644C1/ru active
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU95327A1 (ru) * | 1951-04-03 | 1952-11-30 | Г.А. Печковский | Механизм дл регулировани числа оборотов стабилизаторных ветродвигателей |
| RU2174522C2 (ru) * | 1998-10-27 | 2001-10-10 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Экстрамед" | Способ синтеза сополимера бутилметакрилата с метакриловой кислотой |
| GB2387191A (en) * | 2002-04-01 | 2003-10-08 | B J Services Company | Modified natural particles for fracturing and sand control |
| RU2403377C2 (ru) * | 2004-06-08 | 2010-11-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способы управления миграцией сыпучих частиц |
| RU2382173C2 (ru) * | 2004-06-09 | 2010-02-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Водная добавка, повышающая клейкость, и способы подавления образования частиц |
| RU2401940C2 (ru) * | 2005-03-29 | 2010-10-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способы контроля миграции твердых частиц в подземном пласте |
| RU2485284C1 (ru) * | 2011-12-22 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ крепления призабойной зоны и предотвращения выноса песка из скважины |
| RU2558558C1 (ru) * | 2014-05-23 | 2015-08-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН ) | Состав для ремонта нефтяных и газовых скважин |
| RU2558831C1 (ru) * | 2014-05-23 | 2015-08-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ НЕФТИ И ГАЗА РОССИЙСКОЙ АКАДЕМИИ НАУК(ИПНГ РАН) | Способ повышения добычи углеводородов путем ограничения выноса песка в нефтяных и газовых скважинах |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7299875B2 (en) | Methods for controlling particulate migration | |
| US3199590A (en) | Method of consolidating incompetent sands and composition therefor | |
| US4649998A (en) | Sand consolidation method employing latex | |
| AU2005298469C1 (en) | Methods for producing fluids from acidized and consolidated portions of subterranean formations | |
| US3815680A (en) | Method for fracturing and propping unconsolidated and dilatant subterranean formations | |
| EP1838804B1 (en) | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation | |
| US7296625B2 (en) | Methods of forming packs in a plurality of perforations in a casing of a wellbore | |
| US4936385A (en) | Method of particulate consolidation | |
| US20050173116A1 (en) | Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back | |
| US20040261997A1 (en) | Compositions and methods for consolidating unconsolidated subterranean formations | |
| WO1998012416A1 (en) | Control of proppant flowback in hydraulically fractured wells | |
| CA2568593A1 (en) | Method and apparatus for performing chemical treatments of exposed geological formations | |
| US20200339867A1 (en) | Altering wettability in subterranean formations | |
| Safaei et al. | Chemical treatment for sand production control: a review of materials, methods, and field operations | |
| RU2696644C1 (ru) | Способ снижения пескопроявлений в газовых скважинах | |
| US20060076138A1 (en) | Method and composition for enhancing coverage and displacement of treatment fluids into subterranean formations | |
| US11566163B2 (en) | Consolidation of formation particulates | |
| US3305017A (en) | Consolidation of incompetent earth formations | |
| US3378071A (en) | Method for consolidating incompetent subterranean formations | |
| WO2023107978A1 (en) | Method for consolidating subterranean formation | |
| Carpenter | Hybrid sand-consolidation fluid offers versatility in treatment of shallow reservoirs | |
| George C et al. | Novel Non-Damaging Hybrid System for Sand Consolidation Application | |
| WO2014085187A1 (en) | Methods for controlling unconsolidated particulates in a subterranean formation | |
| RU2119041C1 (ru) | Состав для укрепления слабосцементированного пористого пласта | |
| GB2046816A (en) | Consolidating subterranean formations |