способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин

Формула изобретения

Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами, включающий создание фильтра путем приготовления и закачки отверждающегося полимерного состава в призабойную зону, отличающийся тем, что перед и после указанным составом закачивается растворитель, объем которого составляет 10-30% об. от полимерного состава, после чего скважину продувают потоком газа и производят выдержку на реагирование и отверждение состава, а в качестве отверждающегося полимерного состава используется смесь кремнийорганической смолы и растворителя - Химеко-П и отвердитель АГМ-9, представляющий собой аминопропилтриэтоксисилан, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Пескоукрепляющий состав

Химеко-П	95,0-98,0
Отвердитель АГМ-9	5,0-2,0

в качестве растворителя используется ксилол или смесь ароматических растворителей, следующего компонентного состава, мас.%:

Кубовые остатки ректификации

КОРЭ

0,0-100

Ароматический растворитель

Нефрас А

100,0-0,0

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих газовых скважин, в т.ч. используемых для подземного хранения газа.

Известен способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин путем закачки сначала полимерного состава на основе смеси карбамидформальдегидной и ацетонформальдегидной смол, а затем раствора соляной кислоты [1 - аналог].

Недостатками данного способа являются сложность проведения операций, связанных с быстрым отвердеванием состава, многоступенчатость процесса, а также использование коррозионноактивной соляной кислоты.

Известен состав для крепления призабойной зоны пласта при борьбе с пескопроявлениями, включающий закачку раствора следующего состава: кубовые остатки фурфурилового спирта, концентрированная техническая соляная кислота, ацетон, 25%-ный водный раствор аммиака, вода [2 - аналог].

Недостатки данного способа - использование многокомпонентного состава, низкие прочностные характеристики и недостаточная газопроницаемость закрепляемого песчаника.

Наиболее близким к предполагаемому изобретению по технической сущности является способ крепления призабойной зоны пласта с составом, содержащим смолу, хлористый аммоний и нитрит натрия [3 - прототип].

Недостатком вышеуказанного состава для крепления слабосцементированного пласта является то, что образуемое при его использовании покрытие значительно снижает проницаемость коллектора, а также в том, что образующийся при креплении песка камень имеет низкие прочностные характеристики.

Целью данного изобретения является разработка технологичного способа крепления призабойной зоны газовых скважин с одновременным сохранением коллекторских свойств пласта.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет улучшения прочностных и фильтрационно-емкостных характеристик песчаника, скрепленного заявленным составом и предотвращение образования песчаных пробок и выноса песка в ствол скважины.

Сущность изобретения

Предлагается способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами, включающий создание фильтра путем приготовления и закачки отверждающегося полимерного состава в призабойную зону, заключающийся в том, что перед и после указанного состава закачивается растворитель, объем которого составляет 10-30% об. от полимерного состава, после чего скважину продувают потоком газа и производят выдержку на реагирование и отверждение состава, а в качестве отверждающегося полимерного состава используется смесь кремнийорганической смолы и растворителя - Химеко-П и отвердитель АГМ-9, представляющий собой аминопропилтриэтоксисилан, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Пескоукрепляющий состав

Химеко-П	95,0-98,0
Отвердитель АГМ-9	5,0-2,0,

в качестве растворителя используется ксилол или ароматические растворители, следующего компонентного состава, мас.%:

Кубовые остатки ректификации

КОРЭ

0,0-100,0

Ароматический растворитель

Нефрас А

100,0-0,0

Для исследований использовались:

1. Пескоукрепляющий состав по ТУ 2458-105-54651030-2012 представляет собой смесь кремнийорганического полимера и растворителя.

В качестве кремнийорганической смолы выступает раствор полиметилфенилсилоксановой смолы, модифицированной полиэфиром в ксилоле, а в качестве растворителя о-ксилол ТУ 2458-105-54651030-2012 изм. № 1 от 12.10.2012 г.

2. Отвердитель АГМ-9 по ТУ 6-02-724-77 представляет собой аминопропилтриэтоксисилан.

Количественные соотношения выбраны исходя из того, что использование отвердителя более чем 5,0% нецелесообразно, а при менее чем 2,0% снижается эффективность отверждения пескоукрепляющего состава.

Экспериментальное исследование состава проводилось на фильтрационной установке высокого давления HP-CFS. Схема установки представлена на рисунке 1.

В лабораторных условиях при комнатной температуре были выполнены испытания данного состава по оценке влияния его закачки на фильтрационно-емкостные свойства пористой среды призабойной зоны газовой скважины.

Моделью пласта служила насыпная модель длиной 22,4 см и внутренним диаметром 4,71 см². Для получения заданной проницаемости пористой среды использовали молотую в течение определенного времени фракцию кварцевого песка.

После набивки модели песком она насыщалась водой и определялось значение коэффициента проницаемости по воде. В модель закачивали растворитель, затем полимерный состав и снова растворитель, после чего модель продували воздухом в течение24-48 часов для полного отверждения состава. После продувки модель вновь насыщалась водой и определялось конечное значение коэффициента фазовой проницаемости по воде. По полученным значениям коэффициента проницаемости до и после обработки рассчитывался коэффициент восстановления проницаемости.

На заключительном этапе определяли наличие или отсутствие выноса песка при избыточном давлении до 5,0 МПа.

Полученные результаты представлены в таблице 1.

Таблица 1
Влияние состава композиции на коэффициент восстановления проницаемости и вынос песка
№ опыта	1	2	3	4	5 прототип
Состав композиции, мас.%
Химеко-П	95	96,5	98	97,5	-
АГМ-9	5	3,5	2	2,5	-
Карбамидная смола	-	-	-	-	80
Хлористый аммоний	-	-	-	-	3,0
Нитрит натрия	-	-	-	-	2,0
Растворитель, % масс.
КОРЭ	-	50	100	-	-
Нефрас	100	50	-	-	-
Ксилол	-	-	-	100	-
Количество растворителя, % об. от состава
До	10	20	20	30	-
После	20	10	20	30	-
Количество состава, V пор	2	2	2	2	0,5
Проницаемость по воде, мкм2
До обработки	0,4421	0,5281	0,5867	0,5346	3,180
После обработки	0,5084	0,5559	0,5867	0,5880	2,012
Коэффициент восстановления проницаемости,	1,15	1,05	1,0	1,1	0,63
Степень сжатия, МПа	3,6	3,5	3,4	3,4	-
Вынос песка	нет	нет	нет	нет	нет

Как следует из таблицы, предлагаемый состав предотвращает вынос песка, при этом не снижает проницаемость пористой среды по газу, в то время как состав по прототипу предотвращает вынос песка, но значительно снижает проницаемость пористой среды по газу.

Источники информации

1. Патент РФ № 2387806, E21B 33/138, Способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин, № 2009112473/03; опубликован 27.04.2010. - аналог.

2. Патент РФ № 2138616, E21B 33/138, Состав для крепления призабойной зоны пласта, № 97118822/03; опубликован 27.09.1999. - аналог.

3. Патент РФ 2352764, E21B 33/138, Способ крепления призабойной зоны пласта, № 2007119854/03; опубликован 20.04.2009. - прототип.