Способ крепления призабойной зоны пласта Советский патент 1991 года по МПК E21B33/13 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для крепления пород в нефтяных и газовых скважинах.

Целью изобретения является повышение эффективности способа при естественных пластовых температурах скважины за счет сохранения проницаемости по нефти закрепленных пород.

Способ осуществляют путем последовательной закачки в пласт закрепляющей смеси, включающей малоконцентрированный латекс с содержанием сухого ос- татка не менее 6 мас.%, 10%-ный водный раствор карбоксиметилцеллюлозы и стекловату, и концентрированного водного раствора сильного электролита в количестве не менее 0,06 мае.ч. от количества закрепляющей смеси, причем компоненты закрепляющей смеси берут при следующем соотношении, мае.ч: Малоконцентрированный латекс90-110

10%-ныи водный раствор карбоксиметилцеллюлозы5-20Стекловата4-10 При введении электролита - коагулирующего агента - в закрепляющую смесь, находящуюся в пласте, процесс коагуляции в волокнистом пространстве стекловаты завершается адсорбцией коагулянта на стенках волокна и породы пласта При этом между отдельными волокнами, покрытыми адсорбционными слоями коагулянта, формируется пористая структура, которая позволяет сох- ранить первоначальную проницаемость пласта относительно нефти Обнаруженный эффект для других волокнистых материалов не повторяетсяо Это связано

1541284

кости подбирали такой, чтобы содержание механических примесей в ней на выходе из необработанной модели была ,. не менее 0,5%. Эффективность крепления оценивали по содержанию механических примесей в жидкости.

Пример 1 о Механическим перемешиванием в течение 10 мин готовят смесь компонентов следующего состава, мае. ч: синтетический малоконцентрированный латекс (СМЛ) 90; 10%-ныи водный раствор карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) 5; стекловата 4 о

Свободную часть модели пласта заполняют закрепляющим составом (60 г), а затем закачивают 5 г коагулянта 10

30%-ного водного раствора СаС1.„ После суточного выдерживания определяют

Изобретение относится к нефтегазодобывающей пром-сти и предназначено для крепления пород в нефтяных и газовых скважинах. Цель изобретения - повышение эффективности способа при естественных пластовых т-рах скважины за счет сохранения проницаемости по нефти закрепленных пород. Для этого в пласт последовательно закачивают закрепляющую смесь, содержащую малоконцентрированный латекс (МЛ) и 10%-ныи водный раствор карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), с последующей ее коагуляцией. Перед введением в пласт в закрепляющую смесь дополнительно вводят стекловату. Соотношение компонентов в смеси следующее, мас„ч.: МЛ 90-110; 10%-ный водный раствор КМЦ 5-20; стекловата 4-10. Содержание сухого остатка в МЛ должно быть не менее 6 мас.%. Коагуляцию закрепляющей смеси осуществляют путем закачки в пласт вслед за закрепляющей смесью концентрированного водного раствора сильного электролита в количестве не менее 0,06 мае„ч. от количества закрепляющей смеси. При этом процесс коагуляции в волокнистом пространстве стекловаты завершается адсорбцией коагуляции на стенках волокна и породы пласта. Между отдель- . ними волокнами, покрытыми адсорбционными слоями коагулянта, формируется пористая структура, которая позволяет сохранить первоначальную проницаемость пласта относительно нефти. . 3 табл. /

с тем, что по химическому составу (по 20 проницаемость модели пласта и содерсодержанию SiOg) стекловата близка к кварцевому песку, а это позволяет практически без нарушения первоначальной проницаемости пласта осуществить крепление пород в нефтяных и газовых скважинахо

В табло 1-3 представлены экспериментальные данные, подтверждающие эффективность способа при различных соотношениях компонентов и температурах.

Испытания закрепляющих свойств составов и эффективности крепления проводили на моделях пласта: цилиндрическая колонка - кернодержатель длиной 0,2 м и внутренним диаметром 0,05 м„ Колонку в первом случае полностью заполняли естественным песчаником и определяли проницаемость модели пласта по нефти. Во втором случае модель пласта заполняли закрепляющим агентом, а затем через модель пласта пропускали коагулянт и модель оставляли в покое в течение с уток для завершения процесса отверждения, после чего определяли проницаемость пласта Далее определяли содержание в жидкости механических примесей. Известно, что увеличение содержания пластового песка в продукции скважины более 0,5% приводит к разрушению пород призабой- ной зоны скважины, износу и выходу из работы труб и оборудования, а при увеличении содержания пластового песка в продукции скважины выше 0,5% скважину останавливают и проводят работы по креплению призабойной зоны скважины. В связи с этим при проведении экспе- , риментов скорость пропускания жид30

жание механических примесей в жидкости, которые составляют соответственно 2,19 мкм2. и 0% (следы)о Первоначальная проницаемость - 2,33 мкм2, а со- 25 держание механических примесей - 1,08 Эффективность крепления Э kg - 100%. Сохранение проницаемости модели пласта относительно первоначальной составляет 95,9%.

Пример 2с, Механическим перемешиванием в течение 10 мин готовят смесь компонентов следующего состава, мас.ч.: СМЛ 100; 10%-ныи водный раствор КМЦ 12,5; стекловата 7„

Свободную часть модели пласта за- полняют закрепляющим составом (60 г), а затем закачивают 15 г коагулянта - 12%-ного водного раствора НС1. После суточного выдерживания определяют про ницаемость модели пласта и содержание механических примесей в жидкости, которые составляют соответственно 2,31 мкм2 и 0% (следы). Первоначаль40

45

50

55

нал проницаемость - 2,40 мкм2, а содержание механических примесей - 1,05%. Э Кр 100%. Сохранение проницаемости составляет 96,2%.

Пример 3. Механическим перемешиванием в течение 10 мин готэвят смесь компонентов следующего состава, мае. i4,: СМЛ 110; 1%-ньш водный раствор КМЦ 20; стекловата .

Свободную часть модели пласта заполняют закрепляющим составом (60 г), а затем закачивают 25 г коагулянта - высокоминерализованной пластовой воды. После суточного выдерживания определяют проницаемость модели пласта и содержание механических примесей

0

жание механических примесей в жидкости, которые составляют соответственно 2,19 мкм2. и 0% (следы)о Первоначальная проницаемость - 2,33 мкм2, а со- 5 держание механических примесей - 1,08%. Эффективность крепления Э kg - 100%. Сохранение проницаемости модели пласта относительно первоначальной составляет 95,9%.

Пример 2с, Механическим перемешиванием в течение 10 мин готовят смесь компонентов следующего состава, мас.ч.: СМЛ 100; 10%-ныи водный раствор КМЦ 12,5; стекловата 7„

Свободную часть модели пласта за- полняют закрепляющим составом (60 г), а затем закачивают 15 г коагулянта - 12%-ного водного раствора НС1. После суточного выдерживания определяют проницаемость модели пласта и содержание механических примесей в жидкости, которые составляют соответственно 2,31 мкм2 и 0% (следы). Первоначаль0

нал проницаемость - 2,40 мкм2, а содержание механических примесей - 1,05%. Э Кр 100%. Сохранение проницаемости составляет 96,2%.

Пример 3. Механическим перемешиванием в течение 10 мин готэвят смесь компонентов следующего состава, мае. i4,: СМЛ 110; 1%-ньш водный раствор КМЦ 20; стекловата .

Свободную часть модели пласта заполняют закрепляющим составом (60 г), а затем закачивают 25 г коагулянта - высокоминерализованной пластовой воды. После суточного выдерживания определяют проницаемость модели пласта и содержание механических примесей

в жидкости, которые составляют соответственно 2,03 мкм2 и 0% (следы)„ Первоначальная проницаемость - 2,17 мкм2, а содержание механических примзсей - 0,98%. Э„р 100%. Сохранение проницаемости составляет - 93,5% 1 Представленные в табл. 1 и 2 результаты экспериментальных исследований позволяют сделать вывод о высокой степени сохранения проницаемости по нефти закрепленных моделей пластов и хорошем качестве их крепления в интервале температур 10-65°С, т.е„ при естественных температурах низкотемпературных пластов

Данные, приведенные в табл. 3,свидетельствуют о том, что использование других волокнистых материалов в качестве наполнителя в предлягаемом способе не позволяет достичь высокого эффекта крепления и сохранить первоначальную проницаемость пласта по нефти Установлено, что оптимальный интервал концентрации малококцентрирован- ного латекса составляет 8-12 масо% и для осуществпения способа в качестве малоконцентрированного латекса могут быть использованы латексы различной природы

Таким образом, предлагаемый способ позволяет осуществлять эффективное крепление рыхлых песчаных пород при естественных пластовых температурах с сохранением высокой проницаемости по нефти закрепленных пород,

Влня1ше содержания компонентов в закрепляющем и коагулирующем составах

на качество крепления

5

Формула изобретения

Способ крепления прнэабойной зоны пласта путем закачки в пласт закрепляющей смеси, включающей малоконцент- рировапний латекс и 10%-ный водный раствор карбоксиметилцеллкшозы с последующей ее коагуляцией, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа при естественных пластовых температурах скважины за счет сохранения проницаемости по нефти закрепленных пород, перед введением в пласт в закрепляющую смесь дополнительно вводят стекловату, а коагуляцию закрепляющей смеси осуществляют путем закачки в пласт вслед за закрепляющей смесью 0 концентрированного водного раствора сильного электролита в количестве не менее 0,06 мае.ч. от количества закрепляющей смеси, при этом малоконцентрированный латекс, 10%-ный 5 водный раствор карбоксиметилцеллкшозы л стекловату используют в следующем соотношении, мас,ч„:

Малоконцентрированный

латекс

10%-ный водный раствор карбоксиметшщеллюлозы

Стекловата

0

90-110

5-20 4-10

35

причем содержание сухого остатка в малоконцентрированном латексе должно быть не менее 6 .

Т в в л « ц а 1

Пвкмечаяие. Температура моделей пласта -

Таблица

Зависимость эффективности крепления и проницаемости по нефти

от температуры пласта

1

2 3 4 5 6 7 8 9 10

работ- обработ- ботки работки ки ки

«

10 15 20 25 30 35 40 45 50 65

Примечание. Условия осуществления способа соответствуют примеру 4

табл. 1.

14

. Т а б а ц а 3

Влияние типа наполнителя аа эффективность крепления в проницаемость по нефти закрепленного пласта

Вид наполнителя