RU2769942C9 - Method for fixing the bottom-hole zone of productive gas well formation - Google Patents
Method for fixing the bottom-hole zone of productive gas well formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2769942C9 RU2769942C9 RU2021100588A RU2021100588A RU2769942C9 RU 2769942 C9 RU2769942 C9 RU 2769942C9 RU 2021100588 A RU2021100588 A RU 2021100588A RU 2021100588 A RU2021100588 A RU 2021100588A RU 2769942 C9 RU2769942 C9 RU 2769942C9
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- formation
- well
- gas
- inert
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 45
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 50
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 33
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 27
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000000443 aerosol Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 26
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 14
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 14
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 13
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 3
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 230000002093 peripheral Effects 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 210000001736 Capillaries Anatomy 0.000 description 1
- 229920001730 Moisture cure polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N Tetraethyl orthosilicate Chemical class CCO[Si](OCC)(OCC)OCC BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000003377 acid catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N ethyl urethane Chemical compound CCOC(N)=O JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium(0) Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N silicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000002522 swelling Effects 0.000 description 1
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 1
- 238000004642 transportation engineering Methods 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин.The invention relates to the gas industry, in particular to methods of fastening the bottomhole zone of a productive formation of gas wells.
Анализ существующего уровня техники показал следующее: известен способ крепления продуктивного пласта-коллектора газовой скважины, по которому закачивают связующий состав, представляющий собой смесь реагентов, содержащую 60-80 мас.% модифицированного тетраэтоксисилана и 20-40 мас.% водного раствора кислотного катализатора, и продавливают его в пласт-коллектор газообразным агентом, выбранным из группы газов: азот, выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, углекислый газ, при этом газообразный агент подают в скважину при давлении, превышающем значение давления пласта-коллектора не менее чем на 1,0 МПа, после этого осуществляют выдержку скважины в технологическом отстое в течение по меньшей мере двух суток (см. патент РФ №2 645 233 от 03.10.2016 г., по кл. Е21В 33/138, C09K 8/42, опубл. 19.02.2018 г.).An analysis of the existing state of the art showed the following: a method of fixing a productive reservoir of a gas well is known, through which a binder composition is pumped, which is a mixture of reagents containing 60-80 wt.% of modified tetraethoxysilane and 20-40 wt.% of an aqueous solution of an acid catalyst, and pushing it into the reservoir with a gaseous agent selected from the group of gases: nitrogen, exhaust gases of an internal combustion engine, carbon dioxide, while the gaseous agent is fed into the well at a pressure exceeding the pressure of the reservoir by at least 1.0 MPa, after that, the well is kept in the technological sludge for at least two days (see RF patent No. 2 645 233 dated 03.10.2016, according to class E21B 33/138, C09K 8/42, publ. 19.02.2018 .).
Недостатком указанного способа является следующее.The disadvantage of this method is the following.
В процессе реализации способа происходит очаговая обработка продуктивного пласта в результате различной проницаемости пропластков. При этом значительно увеличивается расход реагентов в результате сложности движения смачиваемой жидкости в капиллярах, что приводит к необходимости проведения повторных операций для достижения результата. Продавка связующего состава - укрепляющего состава газообразным агентом без учета времени структурирования состава, может привести к стеканию состава по стенкам фильтрационных каналов под действием силы тяжести с образованием перемычек и снижением эффективного диаметра пор, что в свою очередь прямым образом влияет на производительность скважины после обработки. Так же продавка газообразным агентом по мере снижения уровня может привести к прорыву газа в высокопроницаемый пропласток, что не позволит полноценно обработать всю зону слабосцементированных пород и существенно снизит качество проводимых операций, а следовательно, и в целом эффективность данного способа;In the process of implementing the method, focal processing of the productive formation takes place as a result of different permeability of the interlayers. This significantly increases the consumption of reagents as a result of the complexity of the movement of the wetted liquid in the capillaries, which leads to the need for repeated operations to achieve the result. Squeezing the binder composition - strengthening composition with a gaseous agent without taking into account the composition structuring time, can lead to the flow of the composition along the walls of the filtration channels under the action of gravity with the formation of bridges and a decrease in the effective pore diameter, which in turn directly affects the productivity of the well after treatment. Also, squeezing with a gaseous agent as the level decreases can lead to gas breakthrough into a highly permeable interlayer, which will not allow to fully process the entire zone of weakly cemented rocks and significantly reduce the quality of the operations performed, and therefore the overall efficiency of this method;
- известен способ борьбы с пескопроявлениями в нефтяных скважинах, по которому выполняют последовательную закачку в пласт через добывающую скважину газообразного агента, раствора уретанового предполимера в ацетоне, воды с продавкой указанного раствора в пласт. Осуществляют указанную закачку газообразного агента в течение не менее 1 ч при давлении, превышающем пластовое в 1,1-1,9 раза, закачку воды в объеме 0,5-2 ч от объема раствора полимера при его концентрации 10-40%, а после закачки указанного раствора дополнительно осуществляют закачку газообразного агента до стабилизации давления закачки (см. патент РФ №2406818 от 03.06.2009. по кл. Е21В 43/22, опубл. 20.12.2010 г.).- a method is known for combating sand ingress in oil wells, according to which a gaseous agent, a solution of a urethane prepolymer in acetone, and water are sequentially injected into the reservoir through the production well, with the said solution being forced into the reservoir. The specified injection of a gaseous agent is carried out for at least 1 hour at a pressure exceeding the formation pressure by 1.1-1.9 times, water is injected in a volume of 0.5-2 hours from the volume of the polymer solution at its concentration of 10-40%, and after injection of the specified solution additionally carry out the injection of a gaseous agent until the injection pressure stabilizes (see the patent of the Russian Federation No.
Недостатком указанного способа является следующее. Освободившиеся после прокачки газообразного агента поры пласта заполняются полимером, который после структурирования может полностью закупорить флюидопроводящие каналы и привести к существенному снижению, либо к полной потере продуктивности скважины. К тому же продавка воды в пласт, имеющий в своем составе глинистые частицы, приводит к их гидратации, набуханию и значительному увеличению фильтрационных сопротивлений породы, приводящих к необходимости проведения дополнительных технологических операций для сохранения коллекторских свойств пласта, что в свою очередь существенно увеличивает затраты на проведение операции укрепления пласта. Так же закачка газообразного агента до стабилизации давления закачки, без учета времени структурирования состава, может привести к стеканию полимера по стенкам фильтрационных каналов под действием силы тяжести с образованием перемычек и снижением эффективного диаметра пор. Дополнительно стекание полимера по стенкам фильтрационных каналов влияет на качество сформировавшейся крепи, которая становится не однородной, а имеет зональное, очаговое распределение.The disadvantage of this method is the following. Formation pores vacated after injection of a gaseous agent are filled with a polymer, which, after structuring, can completely clog fluid-conducting channels and lead to a significant decrease or complete loss of well productivity. In addition, the displacement of water into the reservoir, which has clay particles in its composition, leads to their hydration, swelling and a significant increase in the filtration resistance of the rock, leading to the need for additional technological operations to maintain the reservoir properties of the reservoir, which in turn significantly increases the cost of carrying out formation strengthening operations. Also, the injection of a gaseous agent until the injection pressure stabilizes, without taking into account the composition structuring time, can lead to the polymer flowing along the walls of the filtration channels under the action of gravity with the formation of bridges and a decrease in the effective pore diameter. In addition, the polymer runoff along the walls of the filtration channels affects the quality of the formed lining, which becomes not homogeneous, but has a zonal, focal distribution.
Техническая задача - разработка эффективного способа крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин со слабоцементированым типом коллектора и сохранении максимальной производительности скважин.The technical task is to develop an effective method of fixing the bottom-hole zone of a productive formation of gas wells with a weakly cemented reservoir type and maintaining the maximum productivity of the wells.
Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемого изобретения, заключается в повышении эффективности способа крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин с обеспечением максимального сохранения фильтрационных характеристик призабойной зоны продуктивного пласта, увеличение глубины обработки призабойной зоны пласта, повышение эффективности функционирования скважины за счет продления срока ее эксплуатации.The technical result that can be obtained by implementing the proposed invention is to increase the efficiency of the method of fixing the bottomhole zone of the productive formation of gas wells while ensuring maximum preservation of the filtration characteristics of the bottomhole zone of the productive formation, increasing the depth of processing of the bottomhole formation zone, increasing the efficiency of the well by extending the period its operation.
Технический результат достигается с помощью предлагаемого способа, по которому предварительно на устье производят обвязку трубного пространства скважины с источником инертного газа, а затрубного пространства с аэрозольным генератором потока, затем производят закачку инертного газообразного агента по трубному пространству в течение не менее 0,5 часа до момента установившегося режима фильтрации инертного газа в пласт, при давлении, превышающем пластовое давление в 1,5-2,0 раза, но не превышающим давление гидроразрыва пласта, далее осуществляют одновременную закачку инертного газообразного агента по трубному пространству и закрепляющего состава в аэрозольном состоянии по затрубному пространству скважины, при этом закрепляющий состав в аэрозольном состоянии закачивают в объеме равном 0,5-0,8 порового объема обрабатываемой зоны, при давлении, превышающем значение давления закачки инертного газообразного агента на 0,1-0,5 МПа, после чего продолжают закачку инертного газообразного агента одновременно по трубному и затрубному пространству до полного структурирования закрепляющего состава на стенках фильтрационных каналов.The technical result is achieved using the proposed method, according to which the tubular space of the well with an inert gas source is preliminarily tied at the wellhead, and the annulus with an aerosol flow generator, then the inert gaseous agent is pumped through the tubular space for at least 0.5 hours until of the steady-state mode of inert gas filtration into the formation, at a pressure exceeding the formation pressure by 1.5-2.0 times, but not exceeding the hydraulic fracturing pressure, then an inert gaseous agent is simultaneously pumped through the pipe space and a fixing composition in an aerosol state through the annulus wells, while the fixing composition in the aerosol state is pumped in a volume equal to 0.5-0.8 of the pore volume of the treated area, at a pressure exceeding the injection pressure of an inert gaseous agent by 0.1-0.5 MPa, after which the injection of an inert gaseous agent one temporarily along the pipe and annulus until the complete structuring of the fixing composition on the walls of the filtration channels.
Осуществление заявляемого способа начинают с обвязки на устье трубного пространства скважины с источником инертного газа, а затрубного пространства скважины аэрозольным генератором потока, позволяющем преобразовывать закачиваемый закрепляющий состав в мелкодисперсную систему, находящуюся во взвешенном состоянии в потоке инертного газа. В качестве инертного газа могут использоваться азот, природный газ, гелий, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания, а также любая другая газообразная текучая среда, не создающая при взаимодействии с природным газом взрывоопасных смесей и агрессивных сред. По способу производят закачку инертного газообразного агента по трубному пространству в течение не менее 0,5 часа до момента установившегося режима фильтрации инертного газа в пласт, при давлении, превышающем пластовое давление в 1,5-2,0 раза, но не превышающим давление гидроразрыва. Закачка при установившемся режиме фильтрации инертного газа в пласт способствует вытеснению жидкости из порового объема породы пласта, а также очистке фильтрационных каналов и подключению к работе большого количества периферийных фильтрационных каналов. Указанные выше пределы давления закачки инертного газа обосновываются тем, что при давлении газа менее 1,5 от пластового давления не удается получить постоянный, без пульсации поток газа, имеющий достаточную скорость движения по фильтрационным каналам. При давлении, превышающем в 2,0 раза пластового давления возможна дезинтеграция частиц породы пласта и нарушение его целостности и однородности. Закачка инертного газа в течение менее 0,5 часа, по результатам промысловой практики, не позволяет выйти на устойчивый, стабильный процесс фильтрации газа в пласт. Закачка в пласт закрепляющего состава в аэрозольном состоянии (туман) позволяет получить на стенках фильтрационных каналов тонкую пленку, способствующую закреплению частиц породы и получению прочного конгломерата, при сохранении эффективного диаметра пор и как следствие сохранении фильтрационных характеристик призабойной зоны. При этом закачка закрепляющего состава в аэрозольном состоянии в потоке инертного газа позволяет глубоко проникнуть составу в пласт и осуществить широкий охват зоны обработки с вовлечением большого количества периферийных фильтрационных каналов за счет низкого гидравлического сопротивления газового потока в отличие от продавки в пласт укрепляющего состава в жидком состоянии. Для максимального сохранения фильтрационных характеристик призабойной зоны продуктивного пласта и возможности проведения эффективной отработки газовой скважины, необходимо чтобы, по меньшей мере, 20% порового объема обрабатываемой зоны были открыты для течения газа. Поэтому в предлагаемом способе закачку закрепляющего состава осуществляют в объеме жидкости, равном 0,5-0,8 порового объема обрабатываемой зоны. Закачка закрепляющего состава в объеме менее 0,5 порового объема обрабатываемой зоны существенно снижает эффективность способа из-за недостатка вяжущего вещества для закрепления частиц породы и получения прочного конгломерата, тем более что какая-то часть закрепляющего состава будет теряться в процессе его транспортировки на забой скважины. Закачка закрепляющего состава в объеме более 0,8 порового объема обрабатываемой зоны приводит к снижению проницаемости породы, следовательно, и дебит скважины по газу. К тому же значительно возрастают риски проведения эффективной отработки газовой скважины, поскольку более 80% порового объема обрабатываемой зоны могут оказаться заполнены закрепляющим составом. Поскольку аэрозоль (туман) это относительно устойчивая, но постоянно изменяющаяся среда, содержащая множество сконцентрированных в некотором объеме свободно витающих в газе капель жидкости радиусом от 1 до 60 мкм, стремящаяся к укрупнению капель и коалесценции - слиянию капель, приводящей к повышению степени гравитационного осаждения - седиментации крупных капель, то для доставки данной среды на забой необходим ламинарный режим движения газового потока. Поэтому закрепляющий состав в аэрозольном состоянии подают в скважину при давлении, превышающем значение давления закачки инертного газообразного агента на 0,1-0,5 МПа, что обеспечивает минимизацию коалесценции и седиментации. После закачки в пласт всего расчетного объема закрепляющего состава продолжают закачку азота в пласт одновременно по трубному и затрубному пространству скважины в течение времени, до полного структурирования закрепляющего состава на стенках фильтрационных каналов, способствующего закреплению частиц породы и образованию прочного конгломерата породы.The implementation of the proposed method begins with piping at the wellhead with a source of inert gas, and the annulus of the well with an aerosol flow generator, which allows converting the injected fixing composition into a finely dispersed system, which is in suspension in the inert gas flow. Nitrogen, natural gas, helium, exhaust gases of internal combustion engines, as well as any other gaseous fluid that does not create explosive mixtures and aggressive environments when interacting with natural gas can be used as an inert gas. According to the method, an inert gaseous agent is pumped through the pipe space for at least 0.5 hours until the moment of the steady state inert gas filtration into the formation, at a pressure exceeding the formation pressure by 1.5-2.0 times, but not exceeding the hydraulic fracturing pressure. Injection of an inert gas into the formation under steady-state filtration conditions contributes to the displacement of liquid from the pore volume of the formation rock, as well as cleaning the filtration channels and connecting a large number of peripheral filtration channels to work. The above inert gas injection pressure limits are justified by the fact that at a gas pressure of less than 1.5 of the reservoir pressure, it is not possible to obtain a constant, pulsation-free gas flow that has a sufficient velocity through the filtration channels. At a pressure exceeding 2.0 times the formation pressure, the disintegration of particles of the formation rock and the violation of its integrity and uniformity are possible. The injection of inert gas for less than 0.5 hours, according to the results of field practice, does not allow reaching a stable, stable process of gas filtration into the reservoir. Injection of a fixing composition in the aerosol state (fog) into the formation makes it possible to obtain a thin film on the walls of the filtration channels, which helps to fix the rock particles and obtain a strong conglomerate, while maintaining the effective pore diameter and, as a result, maintaining the filtration characteristics of the bottomhole zone. At the same time, injection of a fixing composition in an aerosol state in an inert gas flow allows the composition to penetrate deeply into the formation and provide a wide coverage of the treatment zone involving a large number of peripheral filtration channels due to the low hydraulic resistance of the gas flow, in contrast to pushing a strengthening composition into the formation in a liquid state. For maximum preservation of the filtration characteristics of the bottomhole zone of the productive formation and the possibility of effective development of a gas well, it is necessary that at least 20% of the pore volume of the treated zone be open to gas flow. Therefore, in the proposed method, the fixing composition is injected in a liquid volume equal to 0.5-0.8 of the pore volume of the treated area. Injection of the fixing composition in a volume less than 0.5 of the pore volume of the treated area significantly reduces the efficiency of the method due to the lack of a binder to fix the rock particles and obtain a strong conglomerate, especially since some part of the fixing composition will be lost during its transportation to the bottom of the well . Injection of a fixing composition in a volume of more than 0.8 of the pore volume of the treated zone leads to a decrease in the permeability of the rock, and hence the gas flow rate of the well. In addition, the risks of effective mining of a gas well increase significantly, since more than 80% of the pore volume of the treated zone may be filled with a fixing composition. Since an aerosol (fog) is a relatively stable, but constantly changing environment, containing many liquid droplets concentrated in a certain volume freely floating in the gas with a radius of 1 to 60 microns, tending to enlarge the drops and coalescence - the merging of drops, leading to an increase in the degree of gravitational settling - sedimentation of large droplets, then a laminar mode of gas flow is required to deliver this medium to the bottomhole. Therefore, the fixing composition in the aerosol state is fed into the well at a pressure exceeding the injection pressure of the inert gaseous agent by 0.1-0.5 MPa, which minimizes coalescence and sedimentation. After injection of the entire calculated volume of the fixing composition into the formation, nitrogen is pumped into the formation simultaneously through the tubular and annular space of the well for a period of time until the fixing composition is completely structured on the walls of the filtration channels, which contributes to the fixation of rock particles and the formation of a strong rock conglomerate.
Время структурирования состава зависит от физико-химических свойств выбранного состава и обычно варьируется в пределах 2-4 часов.The structuring time of the composition depends on the physico-chemical properties of the selected composition and usually varies within 2-4 hours.
Испытания по предлагаемому способу проводят в лабораторных условиях. Для определения фильтрационных свойств породы до и после обработки закрепляющим составом по предлагаемому способу проводят - стендовые испытания на модернизированном стенде УИПК-1М (установка по исследованию проницаемости керна) в соответствии с ГОСТ 26450.0-85 «Породы горные. Методы определения коллекторских свойств», пример реализации которых описан ниже.Tests according to the proposed method are carried out in laboratory conditions. To determine the filtration properties of the rock before and after treatment with a fixing composition according to the proposed method, bench tests are carried out on a modernized stand UIPC-1M (installation for the study of core permeability) in accordance with GOST 26450.0-85 “Rocks of rocks. Methods for determining reservoir properties”, an example of the implementation of which is described below.
Для лабораторных исследований используют насыпную модель пласта - металлический кернодержатель длиной 150 мм и внутренним диаметром 30 мм, заполненный спрессованным кварцевым песком, с начальной проницаемостью по газу в диапазоне 0,5-2 мкм2. В качестве закрепляющего используют состав при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: низкомодульный силикатный реагент - 7,41, кислотный структурообразователь - 6,70, вода - остальное. Определяют следующие показатели: начальная проницаемость образца по газу до обработки закрепляющим составом проницаемость образца после обработки закрепляющим составом, коэффициент восстановления проницаемости.For laboratory studies, a bulk reservoir model is used - a metal core holder 150 mm long and 30 mm in inner diameter, filled with compressed quartz sand, with an initial gas permeability in the range of 0.5-2 μm 2 . As a fixing agent, the composition is used in the following ratio of ingredients, wt.%: low-modulus silicate reagent - 7.41, acid structurant - 6.70, water - the rest. The following indicators are determined: the initial gas permeability of the sample before treatment with the fixing composition, the permeability of the sample after treatment with the fixing composition, the coefficient of permeability recovery.
Проницаемость образца K, мкм2, до и после обработки закрепляющим составом рассчитывают по формулеThe permeability of the sample K, µm 2 , before and after treatment with a fixing composition is calculated by the formula
где μ - динамическая вязкость воздуха, Па⋅с;where μ is the dynamic viscosity of air, Pa⋅s;
Ратм - атмосферное давление, Па;P atm - atmospheric pressure, Pa;
q - расход прокачиваемого воздуха (газа), м3/с;q - consumption of pumped air (gas), m 3 / s;
L - длина образца, м;L - sample length, m;
F - площадь сечения образца, м2;F - cross-sectional area of the sample, m 2 ;
P1 и Р2 - давление на входе и выходе испытуемого образца, Па.P 1 and P 2 - pressure at the inlet and outlet of the test sample, Pa.
Коэффициент восстановления проницаемости по газу КВ определяют как отношение значений проницаемости керна после обработки с и до обработки закрепляющим составом и рассчитывают по формуле The coefficient of gas permeability recovery КВ is determined as the ratio of core permeability values after treatment with and before treatment with a fixing composition and is calculated by the formula
КΒ=К2/К1·100%,K Β \u003d K 2 / K 1 100%,
где К1 - начальная проницаемость образца по газу до обработки закрепляющим составом, мкм2;where K 1 is the initial gas permeability of the sample before treatment with a fixing composition, μm 2 ;
К2 - проницаемость образца по газу после обработки закрепляющим составом, мкм2.K 2 - gas permeability of the sample after treatment with a fixing compound, µm 2 .
Результаты исследований представлены в таблице.The research results are presented in the table.
Анализ полученных результатов показывает, что коэффициент восстановления проницаемости при обработке образцов керна закрепляющим составом в аэрозольном состоянии находится в пределах 97-99%, что свидетельствует о максимальном сохранении начальной проницаемости и обуславливает эффективность предлагаемого способа крепления.The analysis of the obtained results shows that the coefficient of permeability recovery during the treatment of core samples with a fixing composition in the aerosol state is in the range of 97-99%, which indicates the maximum preservation of the initial permeability and determines the effectiveness of the proposed method of fixing.
Таким образом, согласно вышесказанному предлагаемая совокупность существенных признаков, обеспечивает достижение заявляемого технического результата.Thus, according to the foregoing, the proposed set of essential features ensures the achievement of the claimed technical result.
Более подробно сущность заявляемого способа описывается следующим примером.In more detail the essence of the proposed method is described by the following example.
В примере используют инертный газообразный агент - азот. Однако приводимые общие принципы, применимы и к другим инертным газообразным текучим средам.In the example, an inert gaseous agent, nitrogen, is used. However, these general principles apply to other inert gaseous fluids.
Исходные данные:Initial data:
Пластовое давление - 3,0 МПа;Reservoir pressure - 3.0 MPa;
Диаметр эксплуатационной колонны - 168 мм;Production casing diameter - 168 mm;
Толщина пласта - 10,0 м;Layer thickness - 10.0 m;
Коэффициент эффективной пористости -0,3;Effective porosity coefficient -0.3;
Диаметр обработки пласта - 1,0 м.The formation treatment diameter is 1.0 m.
1. Перед проведением способа крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин рассчитывают необходимый объем закрепляющего состава с учетом заполнения 0,5-0,8 порового объема обрабатываемой зоны, исходя из условного радиуса обработки призабойной зоны продуктивного пласта, толщины пласта и эффективной пористости коллектора.1. Before carrying out the method of fixing the bottomhole zone of the productive formation of gas wells, the required volume of the fixing composition is calculated taking into account the filling of 0.5-0.8 of the pore volume of the treated zone, based on the conditional radius of the treatment of the bottomhole zone of the productive formation, the thickness of the formation and the effective porosity of the reservoir.
Для обработки 10 м продуктивного пласта глубиной 1 м и эффективной пористостью коллектора 0,3 используют 1,65 м3 закрепляющего состава.For processing 10 m of a productive formation with a depth of 1 m and an effective reservoir porosity of 0.3, 1.65 m 3 of the fixing composition are used.
2. Производят обвязку трубного пространства скважины с источником инертного газа - передвижной азотной установкой. Технические характеристики компрессора передвижной азотной установкой обеспечивают возможность закачки и продавки инертного газа в пласт.2. Piping of the tubular space of the well is carried out with a source of inert gas - a mobile nitrogen plant. The technical characteristics of the compressor of the mobile nitrogen plant provide the possibility of injecting and squeezing inert gas into the formation.
3. Затрубное пространство скважины обвязывают с аэрозольным генератором потока, к которому подключают источник инертного газа - передвижную азотную установку и насосный агрегат для подачи закрепляющего состава в аэрозольный генератор (цементировочный агрегат ЦА-320). При этом насосный агрегат соединен с емкостью, в которой находится приготовленный закрепляющий состав.3. The annulus of the well is tied with an aerosol flow generator, to which an inert gas source is connected - a mobile nitrogen plant and a pump unit for supplying a fixing composition to the aerosol generator (TSA-320 cementing unit). At the same time, the pump unit is connected to a container in which the prepared fixing composition is located.
4. После опрессовки наземного оборудования производят закачку азота по трубному пространству скважины азота в течение 0,5 часа до момента установившегося режима фильтрации газа в пласт при давлении 4,5 МПа, что превышает пластовое 1,5 раза.4. After pressure testing of surface equipment, nitrogen is injected through the tubular space of the nitrogen well for 0.5 hours until the steady state of gas filtration into the formation at a pressure of 4.5 MPa, which exceeds the formation pressure by 1.5 times.
5. После установившегося режима фильтрации газа в пласт закачку азота по трубному пространству продолжают, при этом открывают затрубное пространство и начинают закачку в пласт через аэрозольный генератор закрепляющего состава в объеме равном 1,65 м3, что составляет 0,7 порового объема обрабатываемой зоны при давлении 5,0 МПа, превышающем давление закачки азота на 0,5 МПа.5. After the steady state of gas filtration into the reservoir, the injection of nitrogen through the pipe space is continued, while the annulus is opened and injection into the reservoir through the aerosol generator of the fixing composition in a volume equal to 1.65 m 3 is continued, which is 0.7 of the pore volume of the treated zone at pressure of 5.0 MPa, exceeding the nitrogen injection pressure by 0.5 MPa.
6. После закачки в пласт всего расчетного объема закрепляющего состава продолжают закачку азота в пласт одновременно по трубному и затрубному пространству скважины в течение времени, до полного структурирования закрепляющего состава на стенках фильтрационных каналов, способствующего закреплению частиц породы и образованию прочного конгломерата породы.6. After injection of the entire calculated volume of the fixing composition into the formation, nitrogen is pumped into the formation simultaneously through the tubular and annular space of the well for a period of time until the fixing composition is completely structured on the walls of the filtration channels, which contributes to the fixation of rock particles and the formation of a strong rock conglomerate.
Время структурирования состава зависит от физико-химических свойств выбранного состава и обычно варьируется в пределах 2-4 часов.The structuring time of the composition depends on the physico-chemical properties of the selected composition and usually varies within 2-4 hours.
7. После структурирования состава закачку азота по трубному и затрубному пространству скважины прекращают, скважину закрывают, производят демонтаж технологического оборудования, после чего приступают к освоению скважины.7. After structuring the composition, the injection of nitrogen through the pipe and annular space of the well is stopped, the well is closed, the process equipment is dismantled, and then the well development is started.
Таким образом, согласно вышесказанному предлагаемая совокупность существенных признаков, обеспечивает достижение заявляемого технического результата.Thus, according to the foregoing, the proposed set of essential features ensures the achievement of the claimed technical result.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021100588A RU2769942C9 (en) | 2021-01-13 | Method for fixing the bottom-hole zone of productive gas well formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021100588A RU2769942C9 (en) | 2021-01-13 | Method for fixing the bottom-hole zone of productive gas well formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2769942C1 RU2769942C1 (en) | 2022-04-11 |
| RU2769942C9 true RU2769942C9 (en) | 2022-06-07 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1694870A1 (en) * | 1989-04-20 | 1991-11-30 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа "Гипроморнефтегаз" | Method for displacement oil off stratum |
| US5529123A (en) * | 1995-04-10 | 1996-06-25 | Atlantic Richfield Company | Method for controlling fluid loss from wells into high conductivity earth formations |
| RU2391499C2 (en) * | 2008-09-03 | 2010-06-10 | Владимир Николаевич Колчин | Method of gas-acidic oil inflow stimulation in oil extraction and injection well bed |
| RU2406818C1 (en) * | 2009-06-03 | 2010-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" (ООО НТФ "Атомбиотех") | Method of protection against sand phenomena in oil wells |
| RU2645233C1 (en) * | 2016-10-03 | 2018-02-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of supporting production reservoir of gas well |
| RU2732936C2 (en) * | 2019-01-29 | 2020-09-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of productive low-permeable bed |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1694870A1 (en) * | 1989-04-20 | 1991-11-30 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа "Гипроморнефтегаз" | Method for displacement oil off stratum |
| US5529123A (en) * | 1995-04-10 | 1996-06-25 | Atlantic Richfield Company | Method for controlling fluid loss from wells into high conductivity earth formations |
| RU2391499C2 (en) * | 2008-09-03 | 2010-06-10 | Владимир Николаевич Колчин | Method of gas-acidic oil inflow stimulation in oil extraction and injection well bed |
| RU2406818C1 (en) * | 2009-06-03 | 2010-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" (ООО НТФ "Атомбиотех") | Method of protection against sand phenomena in oil wells |
| RU2645233C1 (en) * | 2016-10-03 | 2018-02-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of supporting production reservoir of gas well |
| RU2732936C2 (en) * | 2019-01-29 | 2020-09-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of productive low-permeable bed |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2014281205B2 (en) | Simultaneous method for combined acidizing and proppant fracturing | |
| US6732797B1 (en) | Method of forming a cementitious plug in a well | |
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| CN111487172A (en) | Device and method for evaluating flow conductivity of acid-etched fracture of tight reservoir core | |
| RU164347U1 (en) | DEVICE WITH INDICATOR IN AN AMPOULE FOR TRACER RESEARCH OF HORIZONTAL WELL WITH SEPARATED INTERVAL PACKERS AND INTERMEDIATE HYDRAULIC BREAKING | |
| Blinov | Determining the stability of the borehole walls at drilling intervals of loosely coupled rocks considering zenith angle | |
| RU2769942C9 (en) | Method for fixing the bottom-hole zone of productive gas well formation | |
| RU2769942C1 (en) | Method for fixing the bottom-hole zone of productivity of the gas well formation | |
| AU2013405902B2 (en) | Measuring critical shear stress for mud filtercake removal | |
| US9850167B2 (en) | Carbon dioxide-resistant Portland based cement composition | |
| EA010638B1 (en) | Water-based drilling fluids using latex additives | |
| AU2012301442A1 (en) | Carbon dioxide-resistant Portland based cement composition | |
| RU2580565C1 (en) | Well completion method | |
| RU2529080C1 (en) | Selective composition for repair and isolation in oil and gas wells | |
| RU2252238C1 (en) | Foam forming composition for productive stratum perforation | |
| RU2269648C1 (en) | Bottomhole formation area acidizing method | |
| RU2373388C2 (en) | Method for insulation of bottom water influx in gas wells | |
| RU2223386C2 (en) | Sealing of pipe and string clearance | |
| RU2276257C2 (en) | Method for nonuniform permeable cavernous fractured reservoir development | |
| RU2723416C1 (en) | Method of repair-insulation works in oil and gas well | |
| RU2696739C1 (en) | Method of stimulating oil and gas formation by pumping liquefied gas composition | |
| RU2360099C1 (en) | Method of restriction of water inrush in well | |
| RU2364702C1 (en) | Method of express-repair for restoration of tightness of gas-water-oil showings of wells | |
| RU2157880C1 (en) | Composition for insulation of water inflow in well | |
| RU2622573C2 (en) | Way of hydraulic seam fracture by means of ultra low mass proppant suspended mixtures and gas streams |