СПОСОБ СТРУКТУРНОГО АРМИРОВАНИЯ ТЕРРИГЕННОГО КОЛЛЕКТОРА (ВАРИАНТЫ) Российский патент 2024 года по МПК E21B33/138 

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.

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.

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.