способ укрепления призабойной зоны скважины

Формула изобретения

Способ укрепления призабойной зоны скважины, включающий закачку в призабойную зону скважины фенолформальдегидной смолы и водного раствора соляной кислоты с последующей выдержкой до отверждения фенолформальдегидной смолы, отличающийся тем, что предварительно в призабойную зону нагнетают изопропиловый спирт, после изопропилового спирта закачивают фенолформальдегидную смолу в смеси с изопропиловым спиртом при соотношении компонентов, об.%:

фенолформальдегидная смола	90-95
изопропиловый спирт	5-10,

затем водный раствор соляной кислоты 12-24%-ной концентрации, после закачивания изопропилового спирта и после закачивания фенолформальдегидной смолы в смеси с изопропиловым спиртом делают выдержку не менее 8 ч, все реагенты закачивают в объеме, достаточном для создания экрана в призабойной зоне с диаметром охвата не менее 1,8 м, причем закачку водного раствора соляной кислоты производят при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на эксплуатационную колонну скважины и пласты, находящиеся в призабойной зоне скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы.

Известен способ закрепления пескопроявляющего пласта в скважине (а.св. SU № 1633091, E21B 33/13. Опубл. 07.03.1991, Бюл. № 9). Способ включает прогрев призабойной зоны пласта и закачивание в призабойную зону пласта нагретого до температуры не менее 90°C насыщенного водного раствора минеральной соли, имеющей разницу растворимости более 700 г/л в диапазоне температур от 20°C до 90°C. При охлаждении насыщенного раствора соли в призабойной зоне из него высаждаются кристаллы соли, которые укрепляют слабосцементированные пески.

Недостатком способа является то, что высаждение кристаллов соли и укрепление слабосцементированных песков происходит при остывании насыщенного раствора минеральной соли в призабойной зоне скважин, в высокотемпературных скважинах остывание раствора происходить не будет и, следовательно, способ не может быть применен. Кроме того, при использовании способа в скважинах, добывающих продукцию, содержащую воду, высажденные кристаллы соли будут растворяться водой, и эффект от применения способа будет непродолжительным.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ применения состава для укрепления слабосцементированного пористого пласта (Патент RU № 2119041, E21B 33/138, E02D 3/12. Опубл. 20.09.1998). Способ предусматривает закачивание в призабойную зону скважины состава с массовой долей фенолформальдегидной смолы 78-86%, водного раствора соляной кислоты 15%-ной концентрации 12,7-19,5%, оксиэтилированного алкилфенола 0,3-0,5% и 4-Метил-4-фенил-1,3-диоксана 1-2%. После закачивания состава предусматривают нагнетание в призабойную зону газа в течение двух суток (времени, необходимого для полимеризации состава), с целью создания в призабойной зоне фильтрационных каналов.

Недостатком способа является то, что до закачивания состава на основе фенолформальдегидной смолы из призабойной зоны скважины не удаляется вода. Как правило, проблема выноса песка характерна для скважин, содержащих в продукции воду. Пласты-коллекторы в большинстве случаев являются гидрофильными и хорошо смачиваются водой. Поэтому в призабойной зоне скважин, добывающих обводненную продукцию, содержится вода. Вода негативно влияет на процесс укрепления призабойной зоны, так как разбавленный водой состав на основе фенолформальдегидной смолы может потерять способность к отверждению, или, при отверждении разбавленного состава, прочность искусственно укрепленного эксплуатационного фильтра будет низкой. Кроме того, для реализации способа после закачивания состава на основе фенолформальдегидные смолы нужно в течение двух суток нагнетать газ в призабойную зону, что усложняет процесс и приводит к росту затрат времени и средств.

Технической задачей предложения является повышение эффективности укрепления призабойной зоны скважины за счет увеличения прочности и проницаемости искусственно укрепленного эксплуатационного фильтра, а так же упрощение и удешевление способа за счет уменьшения количества используемых реагентов и исключения необходимости после закачивания смолы в течение двух суток нагнетать газ в призабойную зону.

Задача решается способом укрепления призабойной зоны скважины, включающим закачку в призабойную зону скважины фенолформальдегидной смолы и водного раствора соляной кислоты с последующей выдержкой до отверждения фенолформальдегидной смолы.

Новым является то, что предварительно в призабойную зону нагнетают изопропиловый спирт, после изопропилового спирта закачивают фенолформальдегидную смолу в смеси с изопропиловым спиртом при соотношении компонентов, об.%:

фенолформальдегидная смола	- 90-95%
изопропиловый спирт	- 5-10%,

затем водный раствор соляной кислоты 12-24%-ной концентрации, после закачивания изопропилового спирта и после закачивания фенолформальдегидной смолы в смеси с изопропиловым спиртом делают выдержку не менее 8 часов, все реагенты закачивают в объеме, достаточном для создания экрана в призабойной зоне с диаметром охвата не менее 1,8 метра, причем закачку водного раствора соляной кислоты производят при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на эксплуатационную колонну скважины и пласты, находящиеся в призабойной зоне скважины.

Способ реализуют следующим образом. В добывающую скважину, на которой имеется проблема выноса песка из призабойной зоны, закачивают изопропиловый спирт. После продавливания изопропилового спирта в призабойную зону скважину оставляют на реагирование не менее чем на 8 часов. В течение этого времени изопропиловый спирт растворяет в себе содержащуюся в призабойной зоне скважины воду. Далее в призабойную зону закачивают смесь, содержащую 90-95 об.% фенолформальдегидной смолы и 5-10 об.% изопропилового спирта. При этом закачанный ранее изопропиловый спирт с растворенной в нем водой оттесняется из призабойной зоны в глубину пласта. За счет удаления воды из призабойной зоны и предотвращения разбавления водой смеси фенолформальдегидной смолы с 5-10 об.% изопропилового спирта прочность отвердевшей смолы снижаться не будет. После закачивания смеси, содержащей 90-95 об.% фенолформальдегидной смолы и 5-10 об.% изопропилового спирта, в призабойную зону скважину оставляют не менее чем на 8 часов. В течение этого времени происходит распределение смеси фенолформальдегидной смолы и изопропилового спирта в призабойной зоне скважины, заполнение и пропитка поровых каналов. Далее в призабойную зону закачивают 12-24%-ный водный раствор соляной кислоты при максимально возможном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на эксплуатационную колонну скважины и пласты, находящиеся в призабойной зоне скважины. Закачиваемый раствор соляной кислоты является отвердителем для фенолформальдегидной смолы. В процессе интенсивного закачивания раствора соляной кислоты происходит продавливание в глубину пласта основного объема смеси фенолформальдегидной смолы с изопропиловым спиртом, при этом за счет адгезии в местах соприкосновения минеральных зерен (песчинок) остается смола. Закачивание раствора соляной кислоты при максимальном расходе производят с целью предотвращения отверждения фенолформальдегидной смолы до выдавливания ее основного объема из призабойной зоны. Отверждение фенолформальдегидной смолы до выдавливания ее основного объема из призабойной зоны может привести к снижению коллекторских свойств продуктивного пласта. Рост давления закачивания выше допустимого давления на эксплуатационную колонну и пласты в процессе закачивания раствора соляной кислоты недопустим из-за опасности нарушения целостности труб и гидроразрыва пласта. Оставшаяся в местах соприкосновения минеральных зерен фенолформальдегидная смола отверждается под действием соляной кислоты в результате протекания реакции поликонденсации, чем достигается укрепление призабойной зоны пласта. После закачивания раствора соляной кислоты скважину оставляют на время отверждения смолы в течение 24-48 часов. Так как отверждение фенолформальдегидной смолы происходит только в местах соприкосновения минеральных зерен, после проведения работ сохраняется проницаемость призабойной зоны и образуется искусственно укрепленный эксплуатационный фильтр. После отверждения фенолформальдегидной смолы скважину свабируют для удаления из призабойной зоны непрореагировавшей соляной кислоты и пускают в эксплуатацию.

Использование в способе смеси фенолформальдегидной смолы с изопропиловым спиртом обусловлено необходимостью снижения вязкости исходной фенолформальдегидной смолы. При добавлении в фенолформальдегидную смолу 5-10 об.% изопропилового спирта происходит снижение условной вязкости смолы на 25-40%. При добавлении в фенолформальдегидную смолу менее 5 об.% изопропилового спирта вязкость снижается несущественно, при добавлении более 10 об.% изопропилового спирта снижается прочность отвердевшей смолы. Снижение вязкости облегчает процесс закачивания смолы в пласт и обеспечивает проникновение смолы, при наличии в призабойной зоне неоднородности, в пропластки как с высокой, так и с более низкой проницаемостью. Снижение вязкости также обеспечивает более благоприятные условия для вымывания смолы из призабойной зоны закачиваемым вслед водным раствором соляной кислоты. Разбавление фенолформальдегидной смолы изопропиловым спиртом можно производить заблаговременно до проведения работ на скважине. В этом случае добавление изопропилового спирта обеспечивает продление сроков хранения смолы. В условиях пониженных температур, например в зимний период времени, вязкость фенолформальдегидной смолы существенно увеличивается. Разбавление смолы спиртом и снижение ее вязкости в условиях пониженных температур позволяет без критического роста давления прокачивать ее по непрерывным гибким трубам (колтюбинг) с относительно малым диаметром, которые могут использоваться в процессе ремонта.

Объемы изопропилового спирта, смеси фенолформальдегидной смолы с изопропиловым спиртом и водного раствора соляной кислоты определяют расчетным путем, из условия заполнения каждым из указанных реагентов, в том числе смесью фенолформальдегидной смолы с изопропиловым спиртом, открытого порового пространства в призабойной зоне (создания экрана в призабойной зоне) с диаметром охвата не менее 1,8 метра. При уменьшении радиуса обработки прочность создаваемого искусственного эксплуатационного фильтра может быть недостаточна для выдерживания перепадов давления, существующих при эксплуатации скважины. Увеличение радиуса обработки нецелесообразно из-за роста затрат на используемые реагенты.

При использовании в предлагаемом способе кислоты с концентрацией менее 12% сроки отверждения фенолформальдегидной смолы увеличиваются и составляют более 48 часов, что приводит к продлению времени ремонта скважины и, соответственно, росту стоимости работ. При использовании кислоты с концентрацией более 24% сроки отверждения фенолформальдегидной смолы изменяются несущественно, кроме того, кислота с концентрацией более 24% может полностью не прореагировать, а остатки кислоты способны растворять естественный цемент, скрепляющий минеральные зерна коллектора, что усугубит проблему выноса песка из призабойной зоны.

Предлагаемый способ, в отличие от наиболее близкого аналога, не предусматривает нагнетание газа в призабойную зону в течение двух суток после закачивания смолы. При реализации предлагаемого способа, в отличие от наиболее близкого аналога, не используют оксиэтилированный алкилфенол и 4-Метил-4-фенил-1,3-диоксан, что исключает необходимость применения обычно не используемых в нефтепромысловой практике реагентов и сокращает количество используемых реагентов. Указанные отличия упрощают и удешевляют предлагаемый способ.

Изопропиловый спирт используют соответствующий ГОСТ 9805-84. Изопропиловый спирт представляет собой бесцветную прозрачную жидкость, не содержащую механических примесей, плотностью 814-819 кг/м³. Вместо изопропилового спирта возможно применение других спиртов, обладающих взаимной растворимостью с водой и фенолформальдегидной смолой.

Фенолформальдегидная смола производится по ТУ 2257-001-58948815-2003. Условная вязкость 20-120 с, массовая доля нелетучих веществ не менее 70,0%. Вместо смолы, производимой по указанному ТУ, возможно использование других подобных по свойствам фенолформальдегидных смол, удовлетворяющих требованиям ГОСТ 20907-75.

В качестве отвердителя применяют соляную кислоту по ТУ 2122-131-05807960-97.

Коллекторские свойства созданного по предлагаемому способу искусственно укрепленного эксплуатационного фильтра оценивают на модели пласта, аналогично прототипу. Модель пласта готовят путем набивки металлической трубки длиной 100 мм с внутренним диаметром 60 мм кварцевым песком фракций размером 0,3 и 0,5 мм. Первоначально через модель пласта, наполненную кварцевым песком, прокачивают минерализованную пластовую воду хлоркальциевого типа плотностью 1100 кг/м³. В процессе прокачивания производят замер расхода воды и по формуле Дарси определяют исходную проницаемость модели. Затем в модель пласта закачивают изопропиловый спирт до его появления на выходе модели пласта и оставляют модель на 8 часов для совмещения изопропилового спирта с водой в модели пласта. После этого в модель закачивают смесь, содержащую 90-95 об.% фенолформальдегидной смолы и 5-10 об.% изопропилового спирта (до появления на выходе модели пласта), и оставляют модель на 8 часов для пропитки песка. Далее выдавливают закаченную смесь из модели 15%-ным водным раствором соляной кислоты. После закачивания раствора соляной кислоты модель оставляют на время отверждения смолы в течение 24 часов. После этого через модель пласта вновь прокачивают минерализованную пластовую воду с определением проницаемости модели.

Исследования были многократно повторены, среднее значение полученных результатов в сравнении с наилучшими показателями составов, используемых по наиболее близкому аналогу, приведены в таблице.

Из результатов исследований следует, что снижение первоначальной проницаемости модели пласта при использовании заявляемого способа в среднем на 15% меньше, чем по прототипу, а, следовательно, при использовании на практике будут созданы лучшие условия для притока нефти.

После определения проницаемости моделей пласта искусственно укрепленный песок (керн) извлекают из металлической трубки и оценивают его прочностные свойства. Была определена величина прочности керна на сжатие с использованием машины для испытаний на изгиб и сжатие МИЦИС-300K по ТУ 26-7733.050-00. Результаты исследований (см. таблицу) свидетельствуют, что прочность на сжатие кернов, полученных по предлагаемому способу, уже через 24 часа приблизительно соответствует прочности кернов по прототипу через 48 часов. Через 48 часов прочность на сжатие кернов, полученных по предлагаемому способу, превышает прочность кернов по прототипу в среднем на 29%. Также была определена величина прочности на сжатие образца песка, скрепленного с использованием предлагаемого способа без предварительного осушения призабойной зоны изопропиловым спиртом. Результаты, приведенные в таблице, свидетельствуют, что предварительное прокачивание изопропилового спирта способствует увеличению прочности искусственно укрепленного эксплуатационного фильтра.

Также было установлено, что при выдержке менее 8 часов после закачивания изопропилового спирта и фенолформальдегидной смолы в смеси с изопропиловым спиртом прочность на сжатие полученных кернов не достигает величины 29,5 МПа. Следовательно, выдержка в течение не менее 8 часов после закачивания изопропилового спирта и после закачивания фенолформальдегидной смолы в смеси с изопропиловым спиртом является оптимальной и также способствует увеличению прочности искусственно укрепленного эксплуатационного фильтра. Повышение прочности искусственно укрепленного эксплуатационного фильтра обеспечивает более продолжительный эффект от использования способа, при этом может быть обеспечен рост добычи нефти за счет увеличения величины депрессии на продуктивный пласт, не приводящей к выносу песка.

Пример практического применения

Работы проводят в пескопроявляющей скважине с продуктивным пластом, вскрытым в интервале 1456-1457,2 м, и текущим забоем 1468 м. Интенсивность выноса механических примесей (песка) до проведения работ составляла 0,35% от объема добываемой жидкости. В скважину через насосно-компрессорные трубы закачивают и продавливают в пласт 1,5 м³ изопропилового спирта. После продавливания изопропилового спирта в пласт скважину оставляют на реагирование в течение 8 часов, в течение этого времени изопропиловый спирт растворяет в себе содержащуюся в призабойной зоне скважины воду. По истечении 8 часов в призабойную зону за изопропиловым спиртом через насосно-компрессорные трубы закачивают смесь 90% (1,35 м³) фенолформальдегидной смолы и 10% (0,15) м³ изопропилового спирта. Скважину оставляют в течение 8 часов для распределения смеси фенолформальдегидной смолы и изопропилового спирта в призабойной зоне скважины. Далее в призабойную зону через насосно-компрессорные трубы закачивают 2,0 м³ 15%-ного водного раствора соляной кислоты. Закачивание производят цементировочным агрегатом ЦА-320М с диаметром сменных цилиндровых втулок насоса 127 мм, при работе на 3-й передаче и частоте вращения двигателя 1700 об/мин. После закачивания раствора соляной кислоты скважину оставляют на время отверждения смолы в течение 24 часов. После этого скважину свабируют для удаления из призабойной зоны не прореагировавшей соляной кислоты и пускают в эксплуатацию. В результате проведения работ интенсивность выноса песка составила 0,012% от объема добываемой жидкости.

Использование предлагаемого способа позволяет повысить эффективность укрепления призабойной зоны скважины за счет увеличения прочности искусственно укрепленного эксплуатационного фильтра на 29% и проницаемости на 15%, а также обеспечивает упрощение и удешевление способа за счет уменьшения количества используемых реагентов и исключения необходимости после закачивания смолы в течение двух суток нагнетать газ в призабойную зону.