RU2724828C1 - Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта - Google Patents
Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2724828C1 RU2724828C1 RU2019114070A RU2019114070A RU2724828C1 RU 2724828 C1 RU2724828 C1 RU 2724828C1 RU 2019114070 A RU2019114070 A RU 2019114070A RU 2019114070 A RU2019114070 A RU 2019114070A RU 2724828 C1 RU2724828 C1 RU 2724828C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- reservoir
- well
- water
- aqueous solution
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 53
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 40
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 29
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical class Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 22
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 16
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 12
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 8
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 239000005871 repellent Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000002940 repellent Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 17
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 15
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 claims description 14
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims description 13
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 4
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 abstract description 4
- XHFLOLLMZOTPSM-UHFFFAOYSA-M sodium;hydrogen carbonate;hydrate Chemical compound [OH-].[Na+].OC(O)=O XHFLOLLMZOTPSM-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 45
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 13
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 11
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 8
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- 239000003495 polar organic solvent Substances 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 4
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 3
- XPFVYQJUAUNWIW-UHFFFAOYSA-N furfuryl alcohol Chemical compound OCC1=CC=CO1 XPFVYQJUAUNWIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N Ethyl urethane Chemical compound CCOC(N)=O JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M Sodium bicarbonate-14C Chemical compound [Na+].O[14C]([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 2
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical group [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- UMRSVAKGZBVPKD-UHFFFAOYSA-N acetic acid;copper Chemical compound [Cu].CC(O)=O UMRSVAKGZBVPKD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N ammonia Natural products N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 239000013081 microcrystal Substances 0.000 description 1
- 244000005706 microflora Species 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000011112 process operation Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000010517 secondary reaction Methods 0.000 description 1
- WBHQBSYUUJJSRZ-UHFFFAOYSA-M sodium bisulfate Chemical compound [Na+].OS([O-])(=O)=O WBHQBSYUUJJSRZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910000342 sodium bisulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000004659 sterilization and disinfection Methods 0.000 description 1
- 230000007847 structural defect Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
Images
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
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для повышения эффективности разработки залежей углеводородов со слабосцементированным типом коллектора, в частности для крепления призабойной зоны пласта. Способ включает последовательную закачку в пласт через добывающую скважину водного раствора гидрокарбоната натрия и в качестве тампонирующего состава - водного раствора солей соляной кислоты с образованием в пластовых условиях нерастворимого в воде соединения - объемного осадка. При этом водный раствор гидрокарбоната натрия с концентрацией 10-25 мас.% приготавливают на пресной воде, а водный раствор солей соляной кислоты состоит из 10-25 мас.% хлорида кальция, 5-15 мас.% хлорида магния и пресной воды – остальное. При этом после последовательной закачки водных растворов проводят освоение скважины без выдержки на реагирование. Затем устанавливают технологическую паузу, равную 3-6 часам, и далее производят закачку в пласт водного раствора гидрофобизатора ЭТН ПКД-515 в количестве 1,5-3,0 поровых объема с концентрацией 0,01-3,5 мас.%. Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации скважин со слабосцементированным коллектором за счет образования объемного осадка высокой прочности, сохранения фильтрационно-емкостных свойств прискважинной зоны эксплуатационного объекта, повышения продуктивности скважины, увеличения добычи углеводородов из пласта. 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для повышения эффективности разработки залежей углеводородов со слабосцементированным типом коллектора, в частности, для крепления призабойной зоны пласта.
Известен состав для крепления призабойной зоны пласта (патент РФ №2138616, кл. Е21В 33/138, опубл. 27.09.1999 г.), включающий кубовые остатки ректификации фурфурилового спирта, концентрированную техническую соляную кислоту и воду, а также дополнительно содержит ацетон и 25%-ный водный раствор аммиака в отношении объемных частей, равном 1:1.
Недостатками данного состава является повышенные меры безопасности при проведении работ в связи с использованием концентрированной соляной кислоты, высокая коррозионная активность, ухудшение емкостно-фильтрационных свойств продуктивного пласта после проведения технологической операции.
Известен способ селективной обработки пласта (патент РФ №2236559, кл. Е21В 33/138, опубл. 20.09.2004 г.), включающий последовательную закачку в пласт буферной жидкости - водного раствора соли металла и тампонирующего состава с образованием в пластовых условиях с ионами кальция нерастворимого в воде соединения - щелочного осадка, при этом используют в качестве водного раствора соли металла 10-30%-ный 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, кроме того при пласте с проницаемостью 100 мкм2 указанный осадок закрепляют цементным мостом, а также закачку растворов в пласт могут производить как в остановленной скважине, так и в работающей скважине.
Недостатком данного способа является значительное ухудшение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны продуктивного пласта, низкая продолжительность технологического эффекта, незначительная глубина проникновения химических реагентов и, соответственно, быстрое вымывание образованного осадка.
Известен способ крепления призабойной зоны пласта (патент РФ №2532935, кл. Е21В 33/13, кл. С09К 8/506, опубл. 20.11.2014 г.), включающий введение в скважину водного раствора карбоксиметилцеллюлозы с опилками алюминия и измельченной сырой резиной, последующую прокачку через него соляной кислоты, при соотношении алюминия и соляной кислоты вес. ч. соответственно 25,0: 75,0% и выдержку во времени, кроме того при приготовлении водного раствора карбоксиметилцеллюлозы в него дополнительно вводят уксуснокислую медь.
Недостатком данного способа является незначительная глубина проникновения реагентов в пласт, и соответственно, низкая продолжительность технологического эффекта, а также высокая вероятность ухудшение фильтрационный свойств пласта от закачиваемых составов.
Известен способ повышения добычи углеводородов путем ограничения песка в нефтяных и газовых скважинах (патент РФ №2558831, кл. Е21В 43/22, кл. Е21В 33/138, опубл. 10.08.2015 г.), включающий закачку в скважину раствора уретанового предполимера в полярном органическом растворителе и водосодержащей жидкости, при этом предварительно готовят две жидкие системы, где первая жидкая система - раствор уретанового предполимера в полярном органическом растворителе с концентрацией 10-20 мас. % и вторая жидкая система - раствор воды в полярном органическом растворителе или эмульсия воды в неполярном органическом растворителе с концентрацией 2-20 мас. %, которые закачивают последовательно или смешивая непосредственно перед закачкой или при закачке в скважину при соотношении объема первой из указанных систем к объему второй в интервале 10:1 - 1:1, затем продавливают в пласт оторочкой неполярного органического растворителя или эмульсии воды в неполярном органическом растворителе до зоны перфорации, выдерживают в статических условиях в течение не менее 6 часов до образования геля, после чего осуществляют замещение жидкости в скважине водой и выдерживают гель в призабойной зоне в контакте с водой в течение не менее 24 часов при давлении не выше пластового. Кроме того, дополнительно осуществляют вытеснение воды из скважины инертным газом и выдерживают скважину, заполненную газом, в течение не менее 24 часов при давлении не ниже пластового.
Недостатком данного способа является сложность как подготовительных операций, так и непосредственно этапа проведения технологической работы на скважине и, соответственно, малая вероятность достижения планируемого эффекта от мероприятия, незначительная глубина проникновения химических реагентов.
Известен способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин (патент РФ №2475622, кл. Е21В 33/13, кл. С09К 8/56, опубл. 20.02.2013 г.), принятый за прототип. Данный способ включает в себя 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. При этом, 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. %.
Недостатками данного способа являются низкая продолжительность технологического эффекта в связи с быстрым вымыванием объемного осадка из пласта, снижение фильтрационно-емкостных свойств и продуктивности призабойной зоны пласта (ПЗП), а также незначительный межремонтный период эксплуатации скважины после проведения технологических работ на скважине.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности разработки залежей углеводородов со слабосцементированным типом коллектора, повышение эффективности крепления слабосцементированных пород продуктивного пласта при максимально возможном сохранении фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны эксплуатационного объекта, снижение процесса разрушения и выноса частиц породы в скважину, увеличение межремонтного периода работы скважины.
Поставленная техническая задача решается способом крепления призабойной зоны продуктивного пласта, включающим последовательную закачку в пласт через добывающую скважину водного раствора гидрокарбоната натрия и в качестве тампонирующего состава - водного раствора солей соляной кислоты с образованием в пластовых условиях нерастворимого в воде соединения - объемного осадка.
Новым является то, что водный раствор гидрокарбоната натрия с концентрацией 10-25 мас. % приготавливают на пресной воде, а водный раствор солей соляной кислоты состоит из хлорида кальция, хлорида магния и пресной воды при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| Хлорид кальция | 10-25 |
| Хлорид магния | 5-15 |
| Пресная вода | остальное, |
при этом после последовательной закачки водных растворов проводят освоение скважины без выдержки на реагирование, затем устанавливают технологическую паузу равную 3-6 часам и далее производят закачку в пласт водного раствора гидрофобизатора ЭТН ПКД-515 в количестве 1,5-3,0 поровых объема с концентрацией 0,01-3,5 мас. %.
Для эффективной разработки нефтяной залежи со слабосцементированным типом коллектора главным условием является укрепление ПЗП и снижение выноса частиц породы в скважину, сохранение и улучшение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта, снижение обводненности скважиной продукции для дополнительного снижения интенсивности разрушения ПЗП и, соответственно, повышения подвижности углеводородов, обеспечение максимально возможной длительности технологического эффекта от внедрения технического решения. При этом, пресная вода перед проведением работ должна быть подготовлена: выполнено обеззараживание от различной микрофлоры, проведена очистка от различных твердых частиц до требуемых параметров в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств пласта.
В процессе эксплуатации скважин призабойная зона продуктивного пласта, особенно на расстоянии 0,50-1,50 м от обсадной колонны, испытывает значительные гидродинамические и механические воздействия, поэтому возникают дефекты структуры, трещины и разрушения целостности пород коллектора. Особенно активно данные процессы проходят в продуктивных пластах со слабосцементированным коллектором.
Применение в качестве водного раствора солей соляной кислоты хлорида кальция и хлорида магния при химической реакции с водным раствором гидрокарбоната натрия позволяет создать в призабойной зоне пласта при пластовых условиях устойчивый к воздействиям и нерастворимый в воде объемный осадок, а также обеспечить максимальное сохранение фильтрационно-емкостных свойств эксплуатационного объекта.
Для дополнительного повышения продолжительности эффекта от мероприятия за счет снижения обводненности скважинной продукции и повышения подвижности углеводородов в ПЗП, проводится закачка гидрофобизатора в продуктивный пласт для регулирования смачиваемости и изменения межфазного натяжения пород пласта. В качестве гидрофобизатора рекомендовано использовать реагент ЭТН ПКД-515.
На производственных объектах объемы растворов определяют по обычной методике, исходя из эффективной толщины пласта, пористости коллектора и выбранного условного радиуса обработки ПЗП сучетом необходимости полного заполнения порового заколонного пространства на расстоянии 0,50-1,50 м от скважины. В лабораторных условиях уточнение концентраций реагентов с оптимальным соотношением сухого вещества в растворах можно определять стехиометрическими расчетами реакции с вычислением массовых долей.
Предложенные для данного способа реагенты являются дешевыми, доступными и активно производятся отечественными компаниями.
Хлористый кальций (ГОСТ 450-77) - бесцветные кристаллы, плотность 2,51 г/см3, tпл=772°С. Обладает высокими гигроскопическими свойствами. Растворимость (г на 100 г H2O): 74 (20°С) и 159 (100°С).
Хлористый магний технический (ГОСТ 7759-73) - чешуйки от белого до светло-серого цвета с оттенками от желтоватого до светло-коричневого, плотность 2,32 г/см3, tпл=713°C. Обладает высокими гигроскопическими свойствами. Растворимость (г на 100 г H2O): 55 (20°С) и 73 (100°С).
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.
Реагент ЭТН ПКД-515 (полное название: ЭТН ПКД-515 ПАВ комплексного действия) выпускается по ТУ 2458-005-12977543-2003. Внешний вид реагента ЭТН ПДК-515 - жидкость от светло-желтого до светло-коричневого цвета. Физико-химические характеристики реагента ЭТН ПДК-515 должны соответствовать показателям: температура вспышки 40°С, температура замерзания от -30 до -40°С, массовая доля воды - 0,5%, пластовая температура применения до 200°С, ограничений по минерализации воды нет.
Для образования объемного осадка предложенный состав может готовиться в заводских условиях, который является пожаро- и взрывобезопасным. По воздействию на организм предложенный состав относится к веществам малоопасным и может быть широко применен в нефтегазодобывающей промышленности.
Способ проверен в лабораторных условиях на основе фильтрационных исследований. Фильтрационные исследования проводились с использованием насыпных моделей пласта, приготовленных из рыхлых песчаников девонских отложений. На начальном этапе, проводили замер исходной проницаемости насыпной модели пласта до закачки химических реагентов для крепления слабосцементированного коллектора. Далее, через насыпную модель осуществляли последовательную прокачку водного раствора гидрокарбоната натрия с концентрацией 20,0 мас. % и, в качестве тампонирующего состава, водный раствор солей соляной кислоты с концентрацией хлорида кальция 12,0 мас. %, концентрацией хлорида магния 8,0 мас. % и пресная вода 80,0 мас. %. В результате реакций ионы кальция и ионы магния образуют нерастворимое в воде соединение, т.е. в поровом объеме образуется закупоривающий осадок в виде тонкодисперсной взвеси, а на стенках поровых каналов образуются твердые микрокристаллы. 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. В качестве вытесняющего агента после закачки состава для крепления призабойной зоны продуктивного пласта использовался как газ, так и вода.
Описываемый способ поясняется следующими таблицами:
- на фиг. 1 представлена таблица результатов лабораторных исследований по определению минимального давления начала выноса песка при фильтрации газа после обработки ПЗП составом для крепления призабойной зоны продуктивного пласта;
- на фиг. 2 представлена таблица результатов лабораторных исследований по определению минимального давления начала выноса песка при фильтрации воды после обработки ПЗП составом для крепления призабойной зоны продуктивного пласта.
Как видно из таблицы (фиг. 1), при фильтрации газа после обработки ПЗП составом для крепления призабойной зоны продуктивного пласта, наблюдается динамика восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора и интенсивный выход продуктов реакции. Качественной характеристикой оценки эффективности проведения работ является коэффициент восстановления проницаемости. При исходной проницаемости насыпной модели пласта равной К=4,25 мкм2, коэффициент восстановления проницаемости составил около 91,0%. Также, при фильтрации воды после обработки ПЗП составом для крепления призабойной зоны продуктивного пласта (фиг. 2), прослеживается четкая положительная динамика восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора и наблюдается выход продуктов реакции. При этом, прокачка водного раствора гидрофобизатора ЭТН ПКД-515 с концентрацией 1,0 мас. %, позволяет регулировать смачиваемость пород, изменять межфазное натяжение и снижать подвижность воды в продуктивном пласте (фиг. 2).
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.
Проводят необходимые подготовительные мероприятия перед проведением технологических операций по креплению призабойной зоны продуктивного пласта эксплуатационной скважины. Останавливают скважину для проведения технологических работ. В подошве интервала перфорации обработки устанавливают башмак насосно-компрессорных труб.
Определяют приемистость скважины по воде на установившемся режиме, проводят промывку призабойной зоны обрабатываемого интервала пласта пресной водой в количестве 2-3 объемов продуктивной части ствола для хорошей закачки растворов.
Рассчитывают необходимый объем растворов для крепления призабойной зоны продуктивного пласта с учетом заполнения заколонного пространства продуктивного пласта, исходя из условного радиуса обработки призабойной зоны пласта, эффективной толщины пласта и пористости коллектора. Объемы водного раствора гидрокарбоната натрия и водного раствора солей соляной кислоты должны быть равнозначными.
Закачку растворов в призабойную зону пласта осуществляют последовательно, сначала водный раствор гидрокарбоната натрия, затем водный раствор солей соляной кислоты. При использовании больших объемов химических реагентов целесообразно производить порционные закачки в объеме 3-4 м3 каждого химического реагента в пласт с чередованием водного раствора гидрокарбоната натрия и водного раствора солей соляной кислоты. После закачки необходимых объемов раствора, оставшийся в скважине водный раствор солей соляной кислоты продавливается жидкостью или газом в продуктивный пласт.
Освоение скважины производят без выдержки на реагирование в пласте, так как реагирование в точечном объеме порового канала происходит мгновенно. При освоении вторичные продукты реакции выносятся газом или жидкостью в скважину и фильтрационно-емкостные свойства ПЗП сохраняются. После освоения скважины устанавливают технологическую паузу в течение 3-6 часов. По истечении указанного промежутка времени в пласт закачивают водный раствор гидрофобизатора ЭТН ПКД-515 в количестве 1,5-3,0 поровых объема с концентрацией 0,01-3,5 мас. % и запускают скважину в эксплуатацию.
Способ иллюстрируется следующим примером.
Пример. Производят технологическую операцию крепления призабойной зоны продуктивного пласта эксплуатационной скважины с дебитом газа 130 тыс. м3/сут. Максимальный расход при закачке составов в скважину составляет 160-180 м3/сут. Для крепления призабойной зоны продуктивного пласта закачивают растворы в равном количестве с учетом заполнения заколонного пространства продуктивного пласта на расстоянии 1,00 м от скважины (24,0 м3 по данным гидродинамических исследований): водный раствор гидрокарбоната натрия в объеме 12 м3, водный раствор солей соляной кислоты на основе хлорида магния и хлорида кальция - 12 м3. Для данных условий выбирают водный раствор гидрокарбоната натрия с концентрацией 15 мас. %, водный раствор солей соляной кислоты с концентрацией хлорида магния 5 мас. % и с концентрацией хлорид кальция 10 мас. %. Закачку химических реагентов производят порционными закачками в объеме 4 м3 в пласт с чередованием каждого раствора. Освоение скважины производят непосредственно после закачки, затем устанавливают технологическую паузу в течение 4 часов. По истечении указанного промежутка времени в пласт закачивают водный раствор гидрофобизатора ЭТН ПКД-515 в объеме 36 м3 с концентрацией 1,0 мас. % и затем запускают скважину в эксплуатацию.
Использование предлагаемого способа позволит:
- повысить продуктивность эксплуатационной скважины за счет эффективного крепления коллектора появляется возможность снижения забойного давления без разрушения ПЗП и за счет гидрофобизации коллектора снижается подвижность попутно добываемой воды и повышается скорость фильтрации углеводородов в скважину и увеличивается дебит;
- сохранить филътрационно-емкостные свойства ПЗП за счет эффективного крепления коллектора;
- уменьшить вынос частиц породы из пласта за счет эффективного крепления коллектора;
- снизить обводненность скважинной продукции за счет гидрофобизации коллектора;
- повысить рентабельность и эффективность разработки залежей углеводородов со слабосцементированным коллектором увеличивается межремонтный период работы скважины за счет эффективного крепления коллектора и снижения выноса песка в скважину, снижается обводненность скважинной продукции и повышается дебит скважины по углеводородам за счет гидрофобизации коллектора.
Предлагаемый способ рекомендуется применять в скважинах на газовых и газоконденсатных месторождениях, а также на нефтяных месторождениях с высокой обводненностью скважинной продукции -обводненность более 80%.
Технический результат способа крепления призабойной зоны продуктивного пласта заключается в повышении эффективности эксплуатации скважин со слабосцементированным коллектором за счет образования объемного осадка высокой прочности, сохранения фильтрационно-емкостных свойств прискважинной зоны эксплуатационного объекта, повышения продуктивности скважины, увеличения добычи углеводородов из пласта.
Claims (3)
- Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта, включающий последовательную закачку в пласт через добывающую скважину водного раствора гидрокарбоната натрия и в качестве тампонирующего состава - водного раствора солей соляной кислоты с образованием в пластовых условиях нерастворимого в воде соединения - объемного осадка, отличающийся тем, что водный раствор гидрокарбоната натрия с концентрацией 10-25 мас.% приготавливают на пресной воде, а водный раствор солей соляной кислоты состоит из хлорида кальция, хлорида магния и пресной воды при следующем соотношении компонентов, мас.%:
-
Хлорид кальция 10-25 Хлорид магния 5-15 Пресная вода остальное, - при этом после последовательной закачки водных растворов проводят освоение скважины без выдержки на реагирование, затем устанавливают технологическую паузу, равную 3-6 часам, и далее производят закачку в пласт водного раствора гидрофобизатора ЭТН ПКД-515 в количестве 1,5-3,0 поровых объема с концентрацией 0,01-3,5 мас.%.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019114070A RU2724828C1 (ru) | 2019-05-06 | 2019-05-06 | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019114070A RU2724828C1 (ru) | 2019-05-06 | 2019-05-06 | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2724828C1 true RU2724828C1 (ru) | 2020-06-25 |
Family
ID=71136165
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019114070A RU2724828C1 (ru) | 2019-05-06 | 2019-05-06 | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2724828C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2764512C1 (ru) * | 2020-12-25 | 2022-01-18 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ обработки скважин при добыче газа из низкотемпературных, низкопроницаемых и заглинизированных пластов |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1402605A (en) * | 1971-07-12 | 1975-08-13 | Oil Base Germany Gmbh Co Kg | Grouting and sealing cement and a process using it for grouting and or sealing off mine faces or boreholes |
| RU2114990C1 (ru) * | 1996-06-18 | 1998-07-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Способ изоляции водопритоков в нефтедобывающей скважине |
| RU2149988C1 (ru) * | 1998-11-23 | 2000-05-27 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Состав для обработки призабойной зоны пласта |
| RU2154727C1 (ru) * | 1999-05-12 | 2000-08-20 | Акционерное общество "Татнефть" | Тампонажный цементный раствор |
| RU2236559C1 (ru) * | 2003-02-07 | 2004-09-20 | ООО "Уренгойгазпром" | Способ селективной обработки пласта |
| RU2475622C1 (ru) * | 2011-08-12 | 2013-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин |
-
2019
- 2019-05-06 RU RU2019114070A patent/RU2724828C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1402605A (en) * | 1971-07-12 | 1975-08-13 | Oil Base Germany Gmbh Co Kg | Grouting and sealing cement and a process using it for grouting and or sealing off mine faces or boreholes |
| RU2114990C1 (ru) * | 1996-06-18 | 1998-07-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Способ изоляции водопритоков в нефтедобывающей скважине |
| RU2149988C1 (ru) * | 1998-11-23 | 2000-05-27 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Состав для обработки призабойной зоны пласта |
| RU2154727C1 (ru) * | 1999-05-12 | 2000-08-20 | Акционерное общество "Татнефть" | Тампонажный цементный раствор |
| RU2236559C1 (ru) * | 2003-02-07 | 2004-09-20 | ООО "Уренгойгазпром" | Способ селективной обработки пласта |
| RU2475622C1 (ru) * | 2011-08-12 | 2013-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ДЕРГАЧ С.Р. и др. Использование ПАВ для интенсификации нефтедобычи при первичном и вторичном вскрытии пластов. "Вестник Мурманского государственного технического университета. - Т. 13. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2764512C1 (ru) * | 2020-12-25 | 2022-01-18 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ обработки скважин при добыче газа из низкотемпературных, низкопроницаемых и заглинизированных пластов |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3556221A (en) | Well stimulation process | |
| US5031700A (en) | Method of improving formation permeability using chlorine dioxide | |
| MX2014002129A (es) | Fluidos para mantenimiento de sondeos y metodos para producir y utilizar los mismos. | |
| RU2286446C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2724828C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта | |
| RU2368769C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
| RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
| RU2232879C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
| RU2612693C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах без подъема глубинонасосного оборудования | |
| RU2140531C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2711202C2 (ru) | Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением | |
| RU2536529C1 (ru) | Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта | |
| RU2475622C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин | |
| RU2433260C1 (ru) | Способ кислотной обработки скважин в терригенном коллекторе | |
| RU2744325C1 (ru) | Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами | |
| RU2172824C1 (ru) | Способ обработки и разглинизации призабойной зоны эксплуатационных скважин | |
| RU2392423C1 (ru) | Способ восстановления фильтрационно-емкостных характеристик нефтеносного коллектора, ухудшенных при заканчивании строительства скважины | |
| RU2776820C1 (ru) | Химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин | |
| RU2304706C2 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| US11597871B1 (en) | Aqueous well treatment composition and method for treating a sandstone formation | |
| RU2757456C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой | |
| RU2724833C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта с терригенным типом коллектора | |
| RU2190753C1 (ru) | Способ временной изоляции интервала продуктивного пласта |