способ борьбы с пескопроявлениями в нефтяных и газовых скважинах

Формула изобретения

Способ борьбы с пескопроявлением в нефтяных и газовых скважинах, включающий закачку в скважину безводной жидкости, содержащей полиуретановый предполимер и растворитель, закачку воды и отверждение, отличающийся тем, что используют полиуретановый предполимер гидрофобный ППГ, а в качестве растворителя - низший кетон при их соотношении, мас.%:

ППГ	5,0-15,0
Низший кетон	85,0-95,0

осуществляют закачку указанной жидкости в объеме, равном 0,5-1,5 порового объема, а закачку воды - в количестве 0,4-5,0 поровых объема за время, не превышающее 3 ч, после чего закачку останавливают и производят выдержку в статических условиях не менее 10 ч для отверждения.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтегазодобычи и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ на скважинах для снижения выноса песка в скважины, а также для укрепления геологических формаций, в том числе искусственных после операций гидроразрыва пласта.

Известен способ укрепления геологических формаций путем закачки в них закрепляющих растворов на основе полиизоцианатов, в котором на первом этапе нагнетают полиизоцианат, реагирующий с водой, находящейся в породе, с образованием полимочевины, на втором этапе нагнетают полиизоцианат и многоатомный спирт (1).

Недостатком этого способа является его сложность и многоступенчатость. При этом резко повышается фильтрационное сопротивление породы, что может привести к полной потере продуктивности эксплуатационной скважины.

Известен способ крепления твердых частиц, в т.ч. песка, композицией, содержащей, вес.ч.: перлит и песок 0,65, гидрофильный полиуретановый предполимер 1,1, ацетон 0,8 и воду 1,0, путем их смешения (2).

Наиболее близким аналогом для заявленного способа является способ борьбы с пескопроявлением в нефтяных и газовых скважинах, включающий закачку в скважину состава, содержащего 75% вязкой нефти и 25% дизельного топлива, затем - безводной жидкости, содержащей полиуретановый предполимер и растворитель - диметилформамид, пропилен карбонат, диметилсульфоксид, а затем - катализатора из группы: четвертичные амины, вода, и отверждение (3).

Недостатком известных способов является снижение проницаемости пород вплоть до полного изолирования.

Задачей изобретения является повышение эффективности борьбы с пескопроявлениями в скважинах без значительного снижения их коллекторских свойств.

Поставленная задача решается тем, что в способе борьбы с пескопроявлением в нефтяных и газовых скважинах, включающем закачку в скважину безводной жидкости, содержащей полиуретановый предполимер и растворитель, закачку воды и отверждение, используют полиуретановый предполимер гидрофобный ППГ, а в качестве растворителя - низший кетон, при их соотношении, масс.%:

ППГ	5,0-15,0
низший кетон	85,0-95,0,

осуществляют закачку указанной жидкости в объеме, равном 0,5-1,5 порового объема, а закачку воды в количестве 0,4-5,0 поровых обьема за время, не превышающее 3 часов, после чего закачку останавливают и производят выдержку в статических условиях не менее 10 часов для отверждения.

Сущность данного способа состоит в том, что в нем реализуется схема трехэтапной обработки пласта, раствором уретанового предполимера, включающей:

- заполнение порового пространства раствором предполимера;

- высаживание полимера на поверхность породы;

- отверждение высаженного полимера.

Каждый этап характеризуется своими оптимальными параметрами. Для первого этапа - это закачка в поровое пространство высокоразбавленного - 85-95%-ного раствора в кетоне. Использование в качестве растворителя кетона связано с тем, что он является растворителем, не содержащим активного водорода. Кроме того, он одинаково хорошо смешивается как с водой, так и неполярными гидрофобными жидкостями, в том числе углеводородами нефти и газовым конденсатом и гидрофобным предполимером. В качестве кетона возможно использование ацетона, а также его гомологов. Использование в данном способе гидрофобного уретанового предполимера приводит к значительному снижению проницаемости породы. В процессе закачки в поровое пространство это позволяет очистить поверхность породы от адсорбированных на ее поверхности высокомолекулярных углеводородов для последующего высаживания предполимера из раствора на поверхность породы. Для второго этапа важно, чтобы общее время высаживания не превышало 3 часов, точнее времени отверждения полимера. Скорость вытеснения водой кетонополимерной системы оказывает влияние на толщину пленки предполимера, а следовательно, на проницаемость коллектора. Для третьего этапа необходимое время отверждения не должно быть менее 10 часов. При указанных параметрах образуется слой полимера на поверхности породы минимальной толщины и максимальной прочности, что приводит к сохранению общей проницаемости коллектора. Способ достигает оптимальных результатов при закачке воды в количестве 0,4-5 поровых объемов, т.е. 0,4-5 от объема раствора полимера. При объемах менее 0,4 высаживание полимера на поверхности происходит вблизи скважины и приводит к значительному снижению проницаемости, при объемах более 5 эффективность укрепления породы снижается, так как укрепляются удаленные от скважины области пласта, а прилежащие остаются пескопроявляющими.

Пример.

Способ апробирован в лабораторных условиях на модели пласта газового месторождения. Размеры модели: длина 175 мм, диаметр 33 мм. Модель заполнена дезинтегрированным керном сеномантских месторождений. Модель подсоединили к источнику сжатого газа и емкости с реагентами. В отдельной емкости был приготовлен раствор уретанового предполимера (уретановой смолы) в ацетоне при содержании ацетона 92%. Далее проделали следующие операции:

- провели фильтрацию через модель пластовой воды с целью ее насыщения;

- провели обратную фильтрацию и замер проницаемости керна по пластовой воде;

- провели продувку модели определение проницаемости по газу;

- закачали 0,8 порового объема раствора уретана в ацетоне за время 0,5 часа;

- закачали в образец 0,4 поровых объема воды;

- выдержали образец в течение 20 часов;

- провели фильтрацию пластовой воды и замер проницаемости;

- провели продувку модели пласта и замер проницаемости по газу;

- создали избыточное давление газа до величины 10 атм в течение 10 минут и контроль за выносом песка.

По аналогии проведены эксперименты по реализации заявляемого способа при других параметрах.

Результаты измерений проницаемости и пескопроявлений представлены в таблице. Результаты (опыт 1) показывают, что проницаемость по воде снизилась на 36%, проницаемость по газу - на 61%. Это многократно ниже, чем в прототипе. Как видно из приведенных данных, использование данного способа позволяет предотвратить вынос песка при ограниченном снижении проницаемости.

Источники информации

1 Патент SU №1776321, С 09 К 8/502, опубл.15.11.1992.

2. Патент US №3805532, E 21 B 33/138, опубл.23.04.1974.

3. Патент US №5048608, E 21 B 43/04, опубл.17.09.1991. Способ борьбы с пескопроявлением в нефтяных и газовых скважинах

Таблица
№	Содержание растворителя	Закачка ППГ в растворителе	Колич. воды/ время закачки воды	Время выдержки	До обработки		После обработки		Вынос песка	Состояние керна
	%	части от порового объема	части от поров. объема/ час	час	Кв Мкм2	Кг Мкм 2	Кв Мкм2	Кг Мкм2
1	92 (ацетон)	0,5	0,4/0,5	20	0,22	0,58	0,14	0,23	нет	связан
2	95 (ацетон)	1	2/1	20	0,31	0,66	0,09	0,18	нет	связан
3	85 (ацетон)	0,5	3/2	10	0,41	0,81	0,22	0,32	нет	связан
4	85 (метилэтилкетон)	1,5	5/3	20	0,13	0,59	0,02	0,07	нет	связан
Примечание: Кв - коэффициент проницаемости по воде; Кг - коэффициент проницаемости по газу.