RU2814948C2 - Способ структурного армирования терригенного коллектора (варианты) - Google Patents
Способ структурного армирования терригенного коллектора (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2814948C2 RU2814948C2 RU2022122457A RU2022122457A RU2814948C2 RU 2814948 C2 RU2814948 C2 RU 2814948C2 RU 2022122457 A RU2022122457 A RU 2022122457A RU 2022122457 A RU2022122457 A RU 2022122457A RU 2814948 C2 RU2814948 C2 RU 2814948C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- composition
- zone
- reinforcement
- formation
- Prior art date
Links
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 title claims abstract description 65
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 122
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 98
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 88
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 80
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 49
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 47
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 47
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 44
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 claims abstract description 34
- 239000000872 buffer Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 claims abstract description 23
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 claims abstract description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 18
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen(.) Chemical compound [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims description 37
- 238000010926 purge Methods 0.000 claims description 23
- 239000002356 single layer Substances 0.000 claims description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 88
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 44
- 238000003860 storage Methods 0.000 abstract description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 abstract 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 17
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 15
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 13
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 10
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 9
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 8
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 8
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 7
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 3
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 2
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 239000011534 wash buffer Substances 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000005422 blasting Methods 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 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
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000011197 physicochemical method Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical group 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Abstract
Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам крепления продуктивных пластов в скважинах подземных хранилищ газа и газовых месторождений. При осуществлении способа проводят подготовку призабойной зоны пласта-коллектора к армированию путем закачки промывочной и адгезионной буферных жидкостей в количестве 50% от объема основного укрепляющего состава, закачиваемого для основной обработки призабойной зоны пласта-коллектора. Затем осуществляют однослойное или двухслойное армирование призабойной зоны пласта-коллектора. В качестве основного укрепляющего состава используют кремнийорганический состав «Полискреп» 2-компонентный. В качестве адгезионной буферной жидкости используют состав «Полирир НФ-А» с добавлением 1% второго компонента указанного состава «Полискреп». В качестве промывочной буферной жидкости используют состав «Полирир НФ-АС». Первый слой армирования производят основным укрепляющим составом с продавкой в пласт-коллектор природным газом или азотом. Второй слой армирования производят кремнийорганическим составом «Полискреп-С» в количестве 30-40% от объема основного укрепляющего состава «Полискреп», с продавкой в пласт газом или азотом. До закачки указанных составов проводят предварительную продувку призабойной зоны пласта-коллектора азотом или природным газом, после закачки каждого из указанных составов осуществляют продувку призабойной зоны пласта-коллектора, а затем - окончательную продувку призабойной зоны пласта-коллектора азотом или природным газом. Обеспечивается повышение прочности призабойной зоны пласта-коллектора, снижение водонасыщенности пласта-коллектора. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам крепления продуктивных пластов в скважинах подземных хранилищ газа и газовых месторождений, эксплуатируемых в терригенных коллекторах.
Одной из проблем эксплуатации месторождений и ПХГ в терригенных коллекторах является разрушение пласта-коллектора с выносом в ствол скважины пластовой породы. Указанное явление влечет за собой массу отрицательных последствий: образование песчаных пробок в стволе скважины, эрозионный износ устьевого и газопромыслового оборудования вплоть до его разгерметизации, разрушение и выход из строя внутрискважинного оборудования, образование каверн в призабойной зоне. Все указанные последствия приводят либо к значительному снижению продуктивности скважин из-за необходимости корректировки режимов эксплуатации, либо к полной остановке эксплуатации скважин и влекут за собой финансовые потери как от снижения объемов товарной продукции, так и от необходимости проведения ремонтно-восстановительных работ.
Первопричиной разрушения терригенного пласта-коллектора (пескопроявления) является недостаточная прочность сцепления породообразующих частиц в местах их контакта между собой в условияхповышенных газогидродинамических нагрузок, возникающих в призабойной зоне пласта эксплуатационной скважины. На сегодня мировая практика разработки методов предотвращения пескопроявлений в эксплуатационных скважинах показывает превалирование технологии установки внутрискважинных фильтровых компоновок различных конструкций, обеспечивающих сдерживание выноса песка и разрушение пласта-коллектора. Эксплуатация внутрискважинных фильтровых компоновок, наряду с положительной их эффективностью их использования, показала и их недостатки, выражающиеся в следующих аспектах:
• при выборе фильтра для коллектора, сложенного породами различного гранулометрического размера, учитывается минимальный размер гранул, т.е. снижаются площади проходного сечения фильтра, а это влечет за собой необходимость создания повышенных депрессий при эксплуатации и повышенным скоростям течения флюида в переходной зоне от пласта в скважину;
• фильтры подвержены кольматации, как частицами породы, так и за счет отложения солей в зоне изменения термобарических условий, возникающих в переходной зоне;
• стоимость установки фильтровых компоновок достаточно высока за счет значительной продолжительности выполнения ремонтных работ и их материалоемкости, что требует значительных капиталовложений;
• при установке в скважину фильтровой компоновки снижается ее ремонтопригодность, т.е. при нарушении функционирования любого из элементов фильтровой компоновки возникает необходимость полной замены всей компоновки, а это в свою очередь связано с проведением дорогостоящих ловильных работ.
Альтернативным подходом для защиты пласта от разрушения является создание искусственной призабойной зоны различными химическими и физико-химическими методами. Ранее использованные методы и технологии создания искусственной призабойной зоны скважин не приводили кустойчивому положительному результату по причине либо недостаточной результирующей прочности пласта, либо значительной потере проницаемости пласта в результате перекрытия каналов миграции флюида.
Известен способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин, который заключается в создании фильтра путем приготовления и закачки отверждающегося полимерного состава в призабойную зону, при этом перед и после указанного состава закачивается растворитель, объем которого составляет 10-30% от объема полимерного состава. (Патент РФ №2521236 С1, СПОСОБ КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЕСКОПРОЯВЛЯЮЩИХ СКВАЖИН, патентообладатель - Закрытое акционерное общество "Петрохим" (RU), Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение вьющего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина" (RU), опубл. 27.06.2014, МПК Е21В 33/138, С09К 8/44).
Технической задачей, на решение которой направлена заявленная группа изобретений, является создание способа структурного армирования терригенного пласта-коллектора, который был бы применим практически к любым видам вскрытия продуктивного пласта.
Технический результат, на достижение которого направлена заявленная группа изобретений заключается в повышении прочности призабойной зоны пласта-коллектора, а также в снижении водонасыщенности пласта-коллектора.
Указанный технический результат достигается за счет создания способа структурного армирования призабойной зоны терригенного пласта-коллектора, в ходе которого осуществляют подготовку призабойной зоны пласта-коллектора к армированию путем закачки промывочной и адгезионной буферных жидкостей в кол-ве 50% от объема основного укрепляющего состава, закачиваемого для основной обработки призабойной зоны пласта-коллектора, каждый, а затем - однослойное армирование призабойной зоны пласта-коллектора основным укрепляющим составом с продавкой в пластприродным газом или азотом, при этом в качестве основного укрепляющего состава призабойной зоны пласта-коллектора используют кремнийорганический состав «Полискреп» 2х-компонентный, выпускаемый ЗАО «НПО «Полицелл» в соответствии с Техническими условиями №2458-086-97457491-2013 «Кремний органический полимерный состав «ПОЛИСКРЕП» (для укрепления прискважинной зоны и предотвращения выноса песка), а в качестве адгезионной буферной жидкости используют состав «Полирир НФ-А», производство ЗАО «НПО «Полицелл» в соответствии с Техническими условиями №2458-089-97457491-2013 «Технологическая жидкость «ПОЛИРИР» и изменением №1 к нему, с добавлением 1% второго компонента указанного состава «Полискреп», а в качестве промывочной буферной жидкости используют состав «Полирир НФ-АС», при этом до закачки указанных составов проводят предварительную продувку призабойной зоны пласта-коллектора азотом или природным газом, после закачки каждого из указанных составов осуществляют продувку призабойной зоны пласта-коллектора, а затем - окончательную продувку призабойной зоны пласта-коллектора азотом или природным газом.
Кроме того, указанный технический результат достигается за счет создания способа структурного армирования призабойной зоны терригенного пласта-коллектора, в ходе которого проводят подготовку призабойной зоны пласта-коллектора к армированию путем закачки промывочной и адгезионной буферных жидкостей в кол-ве 50% от объема основного укрепляющего состава, закачиваемого для основной обработки призабойной зоны пласта-коллектора, каждый, а затем - двухслойное армирование призабойной зоны пласта-коллектора, при этом в качестве основного укрепляющего состава призабойной зоны пласта-коллектора используют кремнийорганический состав «Полискреп» 2х-компонентный, в качестве адгезионной буферной жидкости используют состав «Полирир НФ-А» с добавлением 1% второго компонента указанного состава «Полискреп», а в качестве промывочной буферной жидкости используют состав «Полирир НФ-АС», первый слойармирования производят основным укрепляющим составом с продавкой в пласт-коллектор природным газом или азотом, а второй слой армирования производят кремнийорганическим составом "Полискреп-С", производство ЗАО «НПО «Полицелл» в соответствии с изменением №2 к Техническим условиям №2458-086-97457491-2013, в количестве 30-40% от объема основного укрепляющего состава «Полискреп», с продавкой в пласт природным газом или азотом, при этом до закачки указанных составов проводят предварительную продувку призабойной зоны пласта-коллектора азотом или природным газом, после закачки каждого из указанных составов осуществляют продувку призабойной зоны пласта-коллектора, а затем -окончательную продувку призабойной зоны пласта-коллектора азотом или природным газом.
Заявленный способ реализуется следующим образом.
Для скважин с вскрытием продуктивного пласта-коллектора перфорацией эксплуатационной колонны (пулевая, кумулятивная, гидромеханическая, гидропескоструйная, щелевая и т.п.) армирование призабойной зоны терригенного пласта-коллектора производят посредством следующих действий. Осуществляют глушение скважины, извлекают внутрискважинное оборудование (НКТ, пакер, фильтр, циркуляционный клапан, удлинитель и т.п.- при наличии), проводят очистку ствола скважины до искусственного забоя, после чего производят фрезерование эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта-коллектора (с привязкой геофизическими методами) с целью удаления металла обсадной колонны и цементного камня, расширяют ствол скважины гидромеханическим расширителем в интервале фрезерования с целью удаления цементной корки и закольматированной приствольной зоны пласта-коллектора, спускают эксплуатационные насосно-компрессорные трубы (НКТ), заменяют технологические жидкости в стволе скважины на техническую или пластовую воду, осуществляют освоение скважины подачей либо природного газа из шлейфа, либо азотным компрессором с обеспечениемпоглощения технической или пластовой воды в пласт. Пуск скважины в режим отбора газа не допускается, с целью недопущения разрушения пласта-коллектора и образования песчаной пробки. Затем осуществляют пуск скважины в режиме закачки газа для осушки призабойной зоны пласта-коллектора, при этом для ПХГ закачка природного газа осуществляется в период работы в режиме заполнения хранилища, а для месторождений и ПХГ, работающих режиме отбора газа или остановки в нейтральный период, осуществляется закачка азота компрессором. Скважина должна проработать в режиме закачки газа (предварительная продувка природным газом или азотом) не менее 48-и часов, что необходимо для осушения призабойной зоны пласта-коллектора. До проведения структурного армирования, для удаления с поверхности частиц породы смол, асфальтенов и остаточной воды, призабойная зона пласта-коллектора обрабатывается промывочной буферной жидкостью закачкой через насосно-компрессорные трубы, с последующей продувкой азотом или природным газом до стабилизации давления закачки до текущего пластового давления. Затем через насосно-компрессорные трубы осуществляют закачку адгезионной буферной жидкости, с последующей продувкой азотом или природным газом до стабилизации давления закачки до текущего пластового давления. Через насосно-компрессорные трубы производят закачку основного укрепляющего состава на основе кремнийорганического состава для армирования призабойной зоны пласта-коллектора (первый слой армирования) с продувкой азотом или природным газом, а также состава дополнительной обработки (второго слоя армирования) призабойной зоны пласта-коллектора. По завершении закачки составов для армирования призабойной зоны пласта-коллектора осуществляют пуск скважины в режим закачки газа для осушки обработанной призабойной зоны пласта не менее 48-и часов. Закачку промывочной и адгезионной буферных жидкостей осуществляют для подготовки призабойной зоны пласта-коллектора к армированию, а закачку основного укрепляющего состава и состава дополнительной обработки - для непосредственно армированияпризабойной зоны пласта-коллектора послойно. В качестве основного укрепляющего состава (основная обработка призабойной зоны пласта-коллектора, первый слой армирования) используют кремнийорганический состав «Полискреп» 2-х компонентный (ТУ 2458-086-97457491-2013). В качестве адгезионной буферной жидкости используют состав Полирир НФ-А (Изменение №2 к ТУ 2458-089-97457491-2013, производства ЗАО «НПО «Полицелл») с добавлением 1% второго компонента двухкомпонентного основного укрепляющего состава «Полискреп» в кол-ве 50% от объема основного укрепляющего состава, при этом адгезионный состав используется как предварительная обработка призабойной зоны пласта-коллектора для обеспечения хемосорбции полимерного состава на поверхности частиц пласта-коллектора. В качестве промывочной буферной жидкости используют состав Полирир НФ-АС (ТУ №2458-089-97457491-2013 и изменение №1 к нему, производство ЗАО «НПО «Полицелл») в кол-ве 50% от объема основного укрепляющего состава. В качестве состава дополнительной обработки призабойной зоны пласта-коллектора, используемого для второго слоя армирования призабойной зоны пласта-коллектора, а именно - для повышения прочности обработанной призабойной зоны пласта-коллектора, используют состав «Полискреп-С» (ТУ 2458-086-97457491-2013) 2-х компонентный с добавленным отвердителем. Причем закачку состава для дополнительной обработки призабойной зоны пласта-коллектора осуществляют в объеме 1/3 (или 30-40%) от объема основного укрепляющего состава. Закачку промывочной буферной жидкости, адгезионной буферной жидкости, основного укрепляющего состава осуществляют с продавкой в пласт-коллектор природным газом или азотом, а также с поэтапной продувкой природным газом или азотом после закачки каждого из указанных составов. После закачки указанных четырех составов пускают скважину в режим закачки газа (окончательная продувка природным газом или азотом) для осушки обработанной призабойной зоны пласта-коллектора. В случае, если фрезерование эксплуатационной колонны и расширку ствола не производят, дополнительная обработка вторым слоем армирования может не проводиться. Окончательная продувка природным газом или азотом осуществляется в течение 48 часов.
Состояние скважины после проведения комплекса ремонтных работ скважин с вскрытием продуктивного пласта перфорацией эксплуатационной колонны с применением способа структурного армирования призабойной зоны терригенного пласта-коллектора показано на Фиг. 1, на которой изображена схема скважины после двухслойного армирования призабойной зоны пласта-коллектора (эксплуатационная колонна отфрезерована, интервал фрезерования расширен, проведены работы по двухслойному армированию призабойной зоны пласта-коллектора). На Фиг. 1 показаны следующие элементы:
- кондуктор (1);
- техническая колонна (2);
- эксплуатационная колонна (3);
- насосно-компрессорные трубы (4);
- пласт-коллектор (материнская порода) (9);
- первый слой (10) армирования;
- второй слой (11) армирования.
Для скважин с вскрытием продуктивного пласта открытым стволом (открытый ствол обеспечен в рамках строительства скважины или в рамках проведения ремонтных работ после вырезки обсадной колонны в интервале продуктивного пласта с последующей расширкой) армирование призабойной зоны терригенного пласта-коллектора производят посредством следующих действий. Осуществляют глушение скважины, извлекают внутрискважинное оборудование, проводят очистку ствола скважины до искусственного забоя, после чего расширяют или прорабатывают в интервале открытого ствола ствол скважины либо гидромеханическим расширителем, либо боковым гидромонитором, спускают эксплуатационные насосно-компрессорные трубы, заменяют технологические жидкости в стволе скважины натехническую или пластовую воду. После осуществляют освоение скважины подачей газа из шлейфа (либо азотным компрессором) с обеспечением поглощения технической или пластовой воды в пласт-коллектор. Далее осуществляют пуск скважины в режим закачки газа для осушки призабойной зоны пласта-коллектора. При этом, для ПХГ закачка природного газа осуществляется в период работы в режиме заполнения хранилища, для месторождений и ПХГ, работающих режиме отбора газа или остановки в нейтральный период, осуществляется закачка азота компрессором. Скважина должна проработать в режиме закачки газа (предварительная продувка природным газом или азотом) не менее 48-и часов, это необходимо для осушения призабойной зоны пласта-коллектора. До проведения структурного армирования, для удаления с поверхности частиц породы смол, асфальтенов и остаточной воды, пласт-коллектор обрабатывается промывочной буферной жидкостью с последующей продувкой азотом или природным газом до стабилизации давления закачки до текущего пластового давления. Далее через насосно-компрессорные трубы осуществляют закачку адгезионной буферной жидкости, с последующей продувкой азотом или природным газом до стабилизации давления закачки до текущего пластового давления. Через насосно-компрессорные трубы производят закачку основного укрепляющего состава на основе кремнийорганического состава для армирования призабойной зоны пласта-коллектора (первый слой армирования) с продувкой азотом или природным газом, а также состава дополнительной обработки (второго слоя армирования) призабойной зоны пласта-коллектора. По завершении закачки составов для армирования призабойной зоны пласта-коллектора осуществляют пуск скважины в режим закачки газа для осушки обработанной призабойной зоны пласта не менее 48-и часов. Закачку промывочной и адгезионной буферных жидкостей осуществляют для подготовки призабойной зоны пласта-коллектора к армированию, а закачку основного укрепляющего состава и состава дополнительной обработки - для непосредственно армирования призабойной зоны пласта-коллекторапослойно. В качестве основного укрепляющего состава используют состав «Полискреп» 2-х компонентный. В качестве адгезионной буферной жидкости используют состав «Полирир НФ-А» с добавлением 1% второго компонента двухкомпонентного основного укрепляющего состава «Полискреп» в кол-ве 50% от объема основного укрепляющего состава, при этом адгезионный состав используется как предварительная обработка призабойной зоны пласта-коллектора для обеспечения хемосорбции полимерного состава на поверхности частиц пласта-коллектора. В качестве промывочной буферной жидкости используют состав «Полирир НФ-АС» в кол-ве 50% от объема основного укрепляющего состава. В качестве состава дополнительной обработки призабойной зоны пласта-коллектора, применяемого для второго слоя армирования призабойной зоны пласта-коллектора и для повышения прочности обработанной призабойной зоны пласта-коллектора, используют состав «Полискреп-С» (изменение №2 к ТУ 2458-086-97457491-2013) 2-х компонентный с добавленным отвердителем. Причем закачку состава для дополнительной обработки призабойной зоны пласта-коллектора осуществляют в объеме 1/3 (30-40%) от объема основного укрепляющего состава. Закачку промывочной буферной жидкости, адгезионной буферной жидкости, основного укрепляющего состава осуществляют с продавкой в пласт-коллектор природным газом или азотом, а также с поэтапной продувкой природным газом или азотом после закачки каждого из указанных составов. После закачки указанных четырех составов пускают скважину в режим закачки газа для осушки обработанной призабойной зоны пласта-коллектора. Для ПХГ закачка газа осуществляется в период заполнения хранилища. Для месторождений и ПХГ, работающих режиме отбора газа или остановки в нейтральный период, осуществляется закачка азота компрессором. Скважина должна проработать в режиме закачки газа (или азота) не менее 48-и часов, это необходимо для осушения обработанной призабойной зоны пласта (окончательная продувка природным газом или азотом). Следует отметить, что в случае отсутствия в открытом стволе фильтра или аварийного НКТ, пакераи прочего оборудования, находящегося в интервале продуктивного пласта-коллектора, достаточно провести промывку скважины с использованием колтюбинговой установки для удаления песчаной пробки.
Состояние скважины после проведения комплекса ремонтных работ скважин с вскрытием продуктивного пласта-коллектора открытым стволом (открытый ствол обеспечен в рамках строительства скважины или в рамках проведения ремонтных работ после вырезки обсадной колонны в интервале продуктивного пласта с последующей расширкой) с применением способа структурного армирования призабойной зоны терригенного пласта-коллектора показано на Фиг. 2, где показана конструкция скважины после армирования пласта (эксплуатационная колонна спущена в кровлю пласта-коллектора, эксплуатация открытым забоем, проведены работы по двухслойному армированию). На Фиг. 2 показаны следующие элементы:
- кондуктор (1);
- техническая колонна (2);
- эксплуатационная колонна (3);
- насосно-компрессорные трубы (4);
- пласт-коллектор (материнская порода) (9);
- первый слой (10) армирования;
- второй слой (11) армирования.
Для скважин с вскрытием продуктивного пласта-коллектора перфорацией или открытым стволом и оборудованных фильтровыми компоновками, в случае не критического эрозионного разрушения фильтра, для быстрого возврата к полноценной эксплуатации скважин армирование призабойной зоны терригенного пласта-коллектора производят посредством следующих действий. Производят промывку скважины с использованием колтюбинговой установки для удаления песчаной пробки, затем осуществляют пуск скважины в режим закачки газа для осушки призабойной зоны пласта-коллектора, при этом для ПХГ закачка природного газа осуществляется в период работы в режиме заполнения хранилища, дляместорождений и ПХГ, работающих режиме отбора газа или остановки в нейтральный период, осуществляется закачка азота компрессором. Скважина должна проработать в режиме закачки природного газа (или азота) не менее 48-и часов, это необходимо для осушения призабойной зоны пласта-коллектора (предварительная продувка природным газом и азотом). До проведения структурного армирования, для удаления с поверхности частиц породы смол, асфальтенов и остаточной воды, пласт-коллектор обрабатывается промывочной буферной жидкостью с последующей продувкой азотом или природным газом до стабилизации давления закачки до текущего пластового давления. Далее осуществляют через НКТ закачку адгезионной буферной жидкости с последующей продувкой азотом или природным газом до стабилизации давления закачки до текущего пластового давления. А затем закачивают через насосно-компрессорные трубы основной укрепляющий состав на основе кремнийорганического состава для армирования призабойной зоны пласта-коллектора, при этом закачку промывочной буферной жидкости, адгезионной буферной жидкости и основного укрепляющего состава для армирования призабойной зоны пласта-коллектора осуществляют с продавкой в пласт природным газом или азотом, а также с поэтапной продувкой природным газом или азотом после закачки каждого из указанных составов. В качестве основного укрепляющего состава на основе кремнийорганического состава для армирования призабойной зоны пласта-коллектора используют состав «Полискреп» 2-х компонентный (ТУ 2458-086-97457491-2013) в количестве согласно расчета, в качестве промывочной буферной жидкости используют состав «Полирир НФ-АС» (ТУ 2458-089-97457491-2013 и изменение №1 к нему) в количестве 50% от объема основного укрепляющего состава, в качестве адгезионной буферной жидкости используют состав «Полирир НФ-А» (ТУ 2458-089-97457491-2013 и изменение №1 к нему) с добавлением в него 1% второго компонента основного укрепляющего состава «Полискреп» в количестве 50% от объема основного укрепляющего состава. Адгезионный состав используется какпредварительная обработка призабойной зоны пласта-коллектора для обеспечения хемосорбции полимерного состава на поверхности частиц пласта-коллектора. После закачки указанных составов пускают скважину в режим закачки газа для осушки обработанной призабойной зоны пласта-коллектора. Для ПХГ закачка природного газа осуществляется в период заполнения хранилища. Для месторождений и ПХГ, работающих режиме отбора газа или остановки в нейтральный период, осуществляется закачка азота компрессором. Скважина должна проработать в режиме закачки газа (или азота) не менее 48-и часов, что необходимо для осушения обработанной призабойной зоны пласта-коллектора (окончательная продувка природным газом и азотом).
Состояние скважины после проведения комплекса ремонтных работ скважин с вскрытием продуктивного пласта перфорацией или открытым стволом и оборудованных фильтровыми компоновками, в случае не критического эрозионного разрушения фильтра для быстрого возврата к полноценной эксплуатации скважин армирование призабойной зоны терригенного пласта-коллектора с применением способа структурного армирования представлены на Фиг. 3 и Фиг. 4, на которых показаны конструкции скважины после армирования пласта, когда продуктивный пласт вскрыт перфорацией, проведены работы по однослойному армированию пласта, и после армирования пласта-коллектора, когда скважина оборудована фильтровой компоновкой и гравийно-намывным фильтром, извлечение фильтровой компоновки не производилось, проведены работы по однослойному армированию пласта. На Фиг. 3 показаны следующие элементы:
- кондуктор (1);
- техническая колонна (2);
- эксплуатационная колонна (3);
- насосно-компрессорные трубы (4);
- перфорация (5) эксплуатационной колонны;
- пласт-коллектор (материнская порода) (9);
- первый слой (10) армирования;
- второй слой (11) армирования.
На Фиг. 4 показаны следующие элементы:
- кондуктор (1);
- техническая колонна (2);
- эксплуатационная колонна (3);
- насосно-компрессорные трубы (4);
- фильтр (6);
- пакер (7);
- гравийная обсыпка (8) фильтра (6);
- пласт-коллектор (материнская порода) (9);
- первый слой (10) армирования;
- второй слой (11) армирования.
Возможна вариантность использования способа структурного армирования призабойной зоны терригенного пласта-коллектора в зависимости от эксплуатационных свойств пласта-коллектора. Поскольку терригенные пласты-коллекторы имеют различные показатели открытой пористости, при реализации заявленного способа необходимо учитывать данный фактор при производстве работ в следующем порядке:
1. при проницаемости пласта-коллектора более 50 милидарси при обработке ПЗП основным укрепляющим составом на основе кремнийорганического состава для армирования пласта-коллектора («Полискреп» (2-х компонентный)) он используется в концентрации поставки завода-изготовителя (без разбавления растворителем);
2. при проницаемости пласта-коллектора менее 50 милидарси при обработке ПЗП составом основной обработки на основе кремнийорганического состава для армирования пласта, в качестве которого используют Полискреп (2-х компонентный), указанный состав используется в разбавленном виде, с добавлением 25% конечного объема обработки(соотношение 3 к 1) состава (растворителя) Полирир НФ-А. Добавка растворителя в основной укрепляющий состав позволяет снизить вязкость рабочего состава обработки для обеспечения полноценного смачивания пласта-коллектора в условиях низкой проницаемости и малых размеров пор.
Основная особенность заявленного способа заключается в том, что при прокачке армирующего состава в пласт происходит адгезия молекул кремния, входящих в состав полимера с частицами породы пласта-коллектора в зоне контакта, в результате чего они плотно склеиваются друг с другом и образуют объемную полимерную сетку, характеризующуюся высокой механической прочностью и проницаемостью по газу и нефтепродуктам. Данная структура обладает стойкостью к воздействию агрессивных сред (кислот и щелочей) и не разрушается под воздействием пластовых вод и температур. Заявленный способ применим практически к любым видам вскрытия продуктивного пласта и предусматривает одно или двухслойное армирование, в зависимости от вида вскрытия продуктивного пласта. Вариантность использования способа структурного армирования призабойной зоны терригенного пласта-коллектора в зависимости от эксплуатационных свойств пласта-коллектора, обеспечивающая возможность обработки всех терригенных коллекторов, в том числе и низкопроницаемых.
Эффективность от реализации заявленного способа структурного армирования призабойной зоны терригенного пласта-коллектора выражается в следующих факторах:
• проведение заявленного способа практически не зависит от гранулометрического размера зерен пород пласта-коллектора;
• реализация заявленного способа позволяет полностью отказаться от установки дорогостоящих фильтровых компоновок и обеспечить безфильтровую эксплуатацию скважин, благодаря чему скважина имеет максимальную ремонтопригодность из-за отсутствия в стволе дополнительного оборудования;
• не создается дополнительных сопротивлений в системе «пласт-скважина»;
• из-за снижения продолжительности и материалоемкости ремонтных работ их стоимость ниже, чем у варианта установки внутрискважинных фильтровых компоновок;
• созданная в результате структурного армирования призабойная зона имеет прочностные характеристики, превышающие характеристики «материнской» породы, при этом проницаемость ее по газу и газовому конденсату практически не изменяется, обеспечивая возможность эксплуатации скважины при повышенных депрессиях;
• укрепленная в результате структурного армирования призабойная зона приобретает свойства гидрофобного «экрана», обеспечивающего снижение водного фактора при эксплуатации в режиме отбора.
Claims (2)
1. Способ структурного армирования призабойной зоны терригенного пласта-коллектора, в ходе которого осуществляют подготовку призабойной зоны пласта-коллектора к армированию путем закачки промывочной и адгезионной буферных жидкостей в количестве 50% от объема основного укрепляющего состава, закачиваемого для основной обработки призабойной зоны пласта-коллектора, каждой, а затем - однослойное армирование призабойной зоны пласта-коллектора основным укрепляющим составом с продавкой в пласт природным газом или азотом, при этом в качестве основного укрепляющего состава призабойной зоны пласта-коллектора используют кремнийорганический состав «Полискреп» 2-компонентный, в качестве адгезионной буферной жидкости используют состав «Полирир НФ-А» с добавлением 1% второго компонента указанного состава «Полискреп», а в качестве промывочной буферной жидкости используют состав «Полирир НФ-АС», при этом до закачки указанных составов проводят предварительную продувку призабойной зоны пласта-коллектора азотом или природным газом, после закачки каждого из указанных составов осуществляют продувку призабойной зоны пласта-коллектора, а затем - окончательную продувку призабойной зоны пласта-коллектора азотом или природным газом.
2. Способ структурного армирования призабойной зоны терригенного пласта-коллектора, в ходе которого проводят подготовку призабойной зоны пласта-коллектора к армированию путем закачки промывочной и адгезионной буферных жидкостей в количестве 50% от объема основного укрепляющего состава, закачиваемого для основной обработки призабойной зоны пласта-коллектора, каждой, а затем - двухслойное армирование призабойной зоны пласта-коллектора, при этом в качестве основного укрепляющего состава призабойной зоны пласта-коллектора используют кремнийорганический состав «Полискреп» 2-компонентный, в качестве адгезионной буферной жидкости используют состав «Полирир НФ-А» с добавлением 1% второго компонента указанного состава «Полискреп», а в качестве промывочной буферной жидкости используют состав «Полирир НФ-АС», первый слой армирования производят основным укрепляющим составом с продавкой в пласт-коллектор природным газом или азотом, а второй слой армирования производят кремнийорганическим составом «Полискреп-С» в количестве 30-40% от объема основного укрепляющего состава «Полискреп» с продавкой в пласт природным газом или азотом, при этом до закачки указанных составов проводят предварительную продувку призабойной зоны пласта-коллектора азотом или природным газом, после закачки каждого из указанных составов осуществляют продувку призабойной зоны пласта-коллектора, а затем - окончательную продувку призабойной зоны пласта-коллектора азотом или природным газом.
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2022122457A RU2022122457A (ru) | 2024-02-19 |
| RU2814948C2 true RU2814948C2 (ru) | 2024-03-06 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2387803C1 (ru) * | 2009-04-03 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ укрепления призабойной зоны скважины |
| RU2521236C1 (ru) * | 2012-11-21 | 2014-06-27 | Закрытое акционерное общество "Петрохим" | Способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих 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 |
| RU2581861C1 (ru) * | 2014-11-17 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ укрепления призабойной зоны скважины |
| RU2626097C1 (ru) * | 2016-04-15 | 2017-07-21 | Василий Степанович Морозов | Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин |
| RU2645233C1 (ru) * | 2016-10-03 | 2018-02-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ крепления продуктивного пласта-коллектора газовой скважины |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2387803C1 (ru) * | 2009-04-03 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ укрепления призабойной зоны скважины |
| RU2521236C1 (ru) * | 2012-11-21 | 2014-06-27 | Закрытое акционерное общество "Петрохим" | Способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих 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 |
| RU2581861C1 (ru) * | 2014-11-17 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ укрепления призабойной зоны скважины |
| RU2626097C1 (ru) * | 2016-04-15 | 2017-07-21 | Василий Степанович Морозов | Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин |
| RU2645233C1 (ru) * | 2016-10-03 | 2018-02-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ крепления продуктивного пласта-коллектора газовой скважины |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Журнал "Бурение и нефть", март 2018, ЕФИМОВ Н.Н. и др. "Укрепление призабойной зоны пласта газовой скважины для предотвращения выноса песка составом "Полискреп". * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11408264B2 (en) | Volumetric fracturing method of temporarily plugging and diverting through functional slick water with oil displacement agent injected simultaneously | |
| US20130199782A1 (en) | Gravel and fracture packing using fibers | |
| RU2320849C2 (ru) | Способ строительства и эксплуатации скважин | |
| CN107461182B (zh) | 分层压裂防砂方法 | |
| RU2146759C1 (ru) | Способ создания скважинного гравийного фильтра | |
| RU2431033C1 (ru) | Способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины газовой залежи или залежи, содержащей в своей продукции природный газ | |
| RU2814948C2 (ru) | Способ структурного армирования терригенного коллектора (варианты) | |
| US3743021A (en) | Method for cleaning well perforations | |
| CA2342775C (en) | Method of packing extended reach horizontal wells with lightweight proppants | |
| Dehghani | Oil well sand production control | |
| Hill et al. | Sand jet perforating and annular coiled tubing fracturing provides effective horizontal well stimulation | |
| RU2713547C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений с большими глубинами залегания продуктивных горизонтов и малыми дебитами скважин | |
| Al-Jasmi et al. | Improving well productivity in North Kuwait well by optimizing radial drilling procedures | |
| CN112324406B (zh) | 一种低渗水敏油藏水井纳米脉冲高压解堵降压增储的方法 | |
| RU2410517C2 (ru) | Бурение и заканчивание скважин с малыми боковыми стволами | |
| Dalamarinis et al. | Acid restimulation in legacy Wolfcamp wells utilizing chlorine dioxide (ClO2): An operator case study of reservoir conductivity and near wellbore fracture system reactivation | |
| CN112814641A (zh) | 一种储层的压裂方法 | |
| CN106812478A (zh) | 管柱及完井方法 | |
| Marques et al. | An Overview of More than One-Hundred-Twenty Horizontal Gravel Packing Operations In Campos Basin | |
| Browne et al. | Proppant flowback control in deviated shallow Gas Wells | |
| RU2183742C2 (ru) | Способ обработки продуктивной зоны пласта | |
| RU2483201C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи добывающих скважин | |
| US11346181B2 (en) | Engineered production liner for a hydrocarbon well | |
| RU2790071C1 (ru) | Способ технологической обработки скважин | |
| Wilson | Inverted-ESP completion boosts oil rate while disposing of produced water |