Способ крепления призабойной зоны слабосцементированного пласта Советский патент 1992 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к нефтедобыва-, ющей промышленности и может быть ис- пользовано для крепления призабойно0 зоны продуктивного пласта пескопроявляю- щих скважин со слабосцементированными коллекторами.

Известен способ крепления призабойной зоны скважины путем закачки синтетических смол, затвердевающих в призабойной зоне в присутствии кислот или щелочей.

Технологический процесс крепления состоит в следующем. В закрепляемый пласт по насосно-компрессорным трубам (НКТ) последовательно нагнетают жидкости: ацетЬн -для удаления воды, дизельное -топливо - для вытеснения ацетона и воды вглубь пласта, синтетическую смолу (фено- лоформальдегидную и др.) - для закрепления пород, отвердитель - для отверждения смолы. После отверждения смолы скважину осваивают и сдают в эксплуатацию.

Недостатком данного способа является низкая прочность и проницаемость закрепленной части пласта.

Наиболее близким к предлагаемому является способ, по которому крепление осуществляют фурилофенольной смолой, содержащей 100% полимера. Перед креплением пласт обрабатывают буферным расО

о о

N

твором и смешивающимся со смолой растворителем с регулируемой вязкостью. После закачивания смолы в пласт нагнетают вытесняющую жидкость - раствор соляной кислоты в количестве, равном 3,5 объема смолы.

Недостатком данного способа является низкая прочность и проницаемость закрепленной части пласта, а также большая трудоемкость, обусловленная применением большого числа реагентов.

Целью изобретения является повышение прочности и проницаемости обрабатываемой зоны пласта.

Поставленная цель достигается тем, что после закачивания в пласт синтетической смолы перед закачкой соляной кислоты в пласт дополнительно закачивают углеводородную жидкость, причем объемное соотношение смолы, углеводородной жидкости и соляной кислоты сЬставляет 1:1:(1-2), а на один метр толщины обрабатываемого пласта закачивают от 0,3-0,8 м3 синтетической смолы.

Прочность и проницаемость закрепленного песка зависит от степени заполнения норового пространства продуктивного пласта смолой. При закачивании вытесняющей жидкости из пор закрепляемого песка вытесняется часть смолы. В зонах контактов между зернами песка сохраняется остаточная смолонасыщенность. Применяя определенное количество смолы и вытесняющей ее жидкости, регулируют толщину пленки смолы н.а контактах между песчинками и тем самым увеличивают прочность и проницаемость закрепленного песка.

С целью максимального заполнения по- рового пространства пласта и увеличения прочности закрепленной зоны объем смолы определяют по формуле

V- |(D2-d2)-h-m,

где D - внешний диаметр зоны крепления, м;

d - наружный диаметр обсадной колонны, м;

h - толщина закрепляемого пласта, м;

m - эффективная пористость, ед.

При вытеснении смолы углеводородной жидкостью внешний диаметр зоны крепления увеличится, что будет способствовать более длительному периоду работы скважины без выноса песка.

Известно, что для полного отверждения смолы теоретически требуется 20% отвер- дителя от массы смолы. Следовательно, для отверждения 100 кг, смолы потребуется 20 кг кислоты. Учитывая, что соляная кислота имеет концентрацию 37%, то на 100 кг смолы потребуется 54 кг 37%-ного раствора соляной кислоты или 45 л. Следовательно, на 90 л (так как плотность смолы равна 1,12 г/см смолы потребуется 45 л

отвердителя, т.е. соотношение смола - от- вердитель равно 2:1.

В пластовых условиях часть кислоты расходуется при взаимодействии с карбонатными породами пласта и не будет участ0 вовать в отверждении смолы. Для определения объемного соотношения смолы и отвердителя в пластовых условиях про- ведены исследования (см. таблицу). В результате исследований установлено, что

5 объемное соотношение смола - отвердитель должно быть не менее 1:1. Отвердитель в поровом пространстве пласта замещает углеводородную жидкость и смешивается с . ней (разбавляется углеводородной жидко0 стью). Для сокращения времени отверждения и увеличения прочности закрепленной зоны пласта объемное соотношение смола - кислота увеличивают до 1:2.

5 Вытесняющая жидкость не должна растворять смолу или смешиваться с ней, так как в противном случае прочность закрепленного песка снижается, В качестве вытесняющей жидкости, не смешивающейся со

0 смолой, применяют углеводородную жидкость (нефть, дизельное топливо). В качестве связующего исследованы наиболее часто применяемые для крепления призабойной зоны пласта синтетические смолы: ФАМ,

5 КОФПА, ФФ-1СМ или ее аналог ФФ-1Ф и БС-40.

Способ осуществляют следующим образом.

В скважину по насосно-компрессорным

0 трубам закачивают смолу из расчета 0,3-0,8 м на 1 м интервала перфорации, затем углеводородную жидкость (дизтопливо или нефть) в объеме, равном объему смолы, и отвердитель (10 %-ный раствор соляной кис5 лоты) в количестве, равном 1-2 объемам смолы. Все реагенты продавливают в пласт продавочной жидкостью (вода, нефть, глинистый раствор) с таким расчетом, чтобы продавочная жидкость не попадала в продуктивный пласт. Производят обратную

0 промывку нефтью и оставляют скважину на время отверждения состава в течение 8-24 ч. Затем осваивают и сдают скважину в эксплуатацию.

Пример. Скважину промывают неф5 тью до забоя. По НКТ закачивают в скважину 0,6 м3 смолы ФФ-1СМ, 0,6 м3 нефти и 1,2 м 10%-ного раствора соляной кислоты. Принтом соотношение смола - углеводородная жидкбсть - отвердитель

составляет . Реагенты продавливают в пласт нефтью в объеме НКТ. Давление про- давливания составляет 3,5 МПа. Производят обратную промывку скважины в объеме, равном 1,5 объема НКТ. Оставляют скважину на время отверждения крепящего состава в течение 24 ч. Скважина освоена без осложнений и работает без выноса песка. Дебит скважины после крепления приза- бойной зоны увеличивается с 0,2 т/сут до 3,4 т/сут, а обводненность продукции уменьшилась с 50 до 38%.

Проведены также исследования на линейной модели пласта, представляющей собой набор составных кернодержателей (патрубков) длиной 40 и диаметром 30 мм, оборудованных штуцерами для присоединения трубопроводов, подводящих насыщающие и промывочные жидкости. Модель пласта заполняют кварцевым песком с размером частиц 0,1-0,5 мм и насыщают водой, нефтью или водонефтяной эмульсией. Затем закачивают в песок смолу, нефть и отверди- тель, например нефть, соляную кислоту. Обработанный смолой песок отверждают в модели пласта при 25°С. Определяют свой-. ства сцементированного песка. Результаты исследований представлены в таблице.

Как видно из примеров, последовательное закачивание в пласт смолы, углеводородной жидкости и отвердителя в объемном

0

5

0

5

0

соотношении 1:1:(1-2) с расходом смолы 0,3-0,9 м /м ведет к увеличению прочности в 1,2-2,2 раза и проницаемости в 1,5-2,2 раза. При других соотношениях реагентов закрепленный песок имеет низкую прочность (примеры 5, 10,11 и 14) и проницаемость (примеры 8, 9, 12 и 13). Из приведенных в таблице примеров следует, что наиболее приемлемым для крепления призабойной зоны является предлагаемый способ.

Экономический эффект от применения предлагаемого способа крепления призабойной зоны скважины образуется за счет увеличения межремонтного периода и получения дополнительной добычи нефти.

Формула изобретения Способ крепления призабойной зоны слабосцементированного пласта в скважине путем последовательной закачки синтетической смолы и соляной кислоты, отличающийся тем, что, с целью повышения прочности и проницаемости обрабатывает мой зоны пласта, перед закачкой соляной кислоты в пласт дополнительно закачивают углеводородную жидкость, причем объемное соотношение смолы, углеводородной жидкости и соляной кислоты составляет 1:1:(1-2),а на один метр толщины обрабатываемого пласта закачивают 0,3-0,8 м3 синтетической смолы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для крепления слабосцементированного продуктивного пласта пескоп- роявляющих добывающих и нагнетательных скважин. Цель изобретения - повышение прочности и проницаемости обрабатываемой зоны пласта. Способ включает последовательную закачку в пласт синтетической смолы и отвердителя, которым является соляная кислота; отличительной особенностью является закачка между смолой и кислотой углеводородной жидкости, причем при объемном соотношении смолы, углеводородной жидкости и кислоты 1:1:(1-2)и при расходе смолы 0,3-0,8 м на метр толщины пласта. В качестве углеводородной жидкости используются нефть или дизельное топливо. Эффект от применения способа крепления призабойной зоны продуктивного пласта образуется за счет увеличения межремонтного периода работы скважины и получения дополнительной добычи нефти. 1 табл. сл С