Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ И ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ВЫНОСА ПЕСКА ИЗ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин.

Известен способ предотвращения выноса песка и снижения водопритока в скважину с низкой пластовой температурой (пат. RU №2413067, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/24, опубл. 27.02.2009 г., бюл. №6), включающий прогрев призабойной зоны пласта путем закачивания кварцевого песка с размером фракции от 0,05 до 2 мм в разогретом до температуры 60°C природном битуме, имеющем вязкость при данной температуре не менее 60 мПа·с, и после этого закачивание в призабойную зону пласта нагретого до температуры не менее 90°C насыщенного водного раствора минеральной соли, имеющей разницу растворимости более 700 г/л в диапазоне температур от 20°C до 90°C.

Недостатками известного способа являются сложность и большие энергетические затраты при его осуществлении: разогрев битума до 60°C, а также нагревание до температуры не менее 90°C насыщенного водного раствора минеральной соли.

Известен способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин (пат. RU №2387806, МПК E21B 33/138, опубл. 27.04.2010 г., бюл. №12), включающий создание фильтра путем приготовления и закачки полимерного состава и соляной кислоты с последующей выдержкой до отверждения полимерного состава. Сначала производят закачку полимерного состава, а затем - соляной кислоты в виде 10-15%-ного водного раствора в соотношении 1:1 к полимерному составу с диаметром охвата призабойной зоны каждым не менее 1,8 м, причем полимерный состав готовят путем смешения карбамидоформальдегидной смолы с ацетоноформальдегидной смолой в соотношении 4:1 соответственно и алюминиевой пудры в количестве 0,05-0,2% от массы полимерного состава.

Недостатками известного способа являются многокомпонентность состава и дополнительная операция - закачка соляной кислоты с целью создания фильтра для притока нефти.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому техническому решению является способ борьбы с пескопроявлениями в нефтяных и газовых скважинах (пат. RU №2285791, МПК E21B 43/22, опубл. 20.10.2006 г., бюл. №29) путем закачки в скважину безводной жидкости, содержащей полиуретановый предполимер и растворитель, в объеме, равном 0,5-1,5 порового объема, далее закачки 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.

Недостатком известного способа является ограниченное время закачки реагентов - в течение 3 ч, что может привести к аварийной ситуации в случае непредвиденных остановок техники при закачке реагентов для предотвращения выноса песка из скважины.

Технической задачей предложения является создание эффективного и безопасного способа предотвращения выноса песка из скважины за счет увеличения времени отсутствия контакта полиуретанового предполимера с водой, что позволяет обеспечить необходимый радиус обработки призабойной зоны пласта, повышение пескоскрепляющей способности состава при сохранении проницаемости и продуктивности пласта по нефти.

Задача решается предлагаемым способом крепления призабойной зоны и предотвращения выноса песка из скважины, включающим закачку в скважину полиуретанового предполимера.

Новым является то, что до закачки полиуретанового предполимера в скважину закачивают изопропиловый спирт, а после закачки предполимера - буфер из товарной девонской нефти, и затем продавливают водой плотностью 1000-1200 кг/м³, причем продавку осуществляют с максимально допустимой скоростью для образования пленки полимера, скрепляющей зерна песка призабойной зоны.

Сущность предложения заключается в последовательной закачке в призабойную зону скважины по насосно-компрессорным трубам полиуретанового предполимера, причем до закачки предполимера с целью предотвращения его контакта с пластовой водой закачивают изопропиловый спирт, который является осушающим реагентом, неограниченно растворяющим воду. Далее закачивают полиуретановый предполимер, который обволакивает зерна песка, образуя на их поверхности пленку, и буфер из товарной девонской нефти для предотвращения преждевременного отверждения предполимера при контакте с водой, которая является отвердителем полиуретанового предполимера. Необходимое количество полиуретанового предполимера, изопропилового спирта и товарной девонской нефти определяют расчетным путем, с учетом пористости, толщины закрепляемого пласта и диаметра охвата призабойной зоны каждым из указанных реагентов не менее 1,5 м. Продавливают закачанные. реагенты водой плотностью 1000-1200 кг/м³ и выдерживают в течение 12 ч до полного отверждения предполимера. Продавку осуществляют с максимально допустимой скоростью, не вызывающей превышение допустимого давления на эксплуатационную колонну, чтобы зерна песка только смочить полиуретановым предполимером для образования сцепления между зернами песка после контакта с водой, а излишки предполимера выдавливают из призабойной зоны в пласт. Допустимое давление на эксплуатационные колонны скважин обусловлено геолого-физическими параметрами месторождений и при выполнении работ оговаривается технологическими службами нефтегазодобывающих управлений. При отверждении полиуретанового предполимера в местах соприкосновения зерен песка образуется тонкая пленка полимера, которая хорошо скрепляет песок в призабойной зоне, при этом пласт не закупоривается, сохраняется его проницаемость и продуктивность по нефти.

Полиуретановые предполимеры (олигомеры, способные участвовать в реакциях роста или сшивания цепи с образованием высокомолекулярных линейных и сетчатых полимеров) получают в результате реакции между гидроксилсодержащими сложными или простыми полиэфирами и изоцианатами. Их смешивают в соотношениях, обеспечивающих избыток изоцианата, в результате образуется предполимер с концевыми реакционноактивными изоцианатными группами (-NCO). Полимеры, полученные на основе полиуретановых предполимеров с концевыми NCO-группами, характеризуются высокой прочностью, сопротивлением раздиру, износо-, бензо-, морозостойкостью с сохранением высокоэластичных свойств в широком диапазоне температур.

Реагенты, используемые в предложении:

- изопропиловый спирт по ГОСТ 9805-84;

- полиуретановый предполимер БФМ-19;

- товарная девонская нефть;

- вода плотностью 1000-1200 кг/м³.

Способ в промысловых условиях осуществляют в следующей последовательности. Спускают в пескопроявляющую скважину насосно-компрессорные трубы, башмак которых устанавливают выше интервала перфорации.

Необходимое количество полиуретанового предполимера, изопропилового спирта и товарной девонской нефти определяют расчетным путем в зависимости от пористости, толщины закрепляемого пласта и диаметра охвата призабойной зоны каждым из указанных реагентов не менее 1,5 м. При уменьшении диаметра обработки менее 1,5 м прочность создаваемого фильтра для притока нефти недостаточна для выдерживания перепадов давления, существующих при эксплуатации скважины. Увеличение диаметра обработки более 1,5 м не влияет на эффективность способа, но нецелесообразно из-за роста затрат на используемые реагенты. Затем по насосно-компрессорным трубам закачивают последовательно изопропиловый спирт, полиуретановый предполимер и товарную девонскую нефть. Далее закачанные реагенты продавливают в пласт водой плотностью 1000-1200 кг/м³ с максимально допустимой скоростью, не вызывающей превышение допустимого давления на эксплуатационную колонну, которое определяется технологическими службами нефтегазодобывающих управлений, для образования пленки полимера, скрепляющей зерна песка призабойной зоны.

Оставляют скважину на выдержку до отверждения полимерного состава в течение 12 ч. После выдержки без дополнительных операций получают прочный естественный фильтр с хорошей проницаемостью для притока нефти. Затем скважину пускают в эксплуатацию.

Испытания пескоскрепляющей способности состава по предлагаемому способу проводили в лабораторных условиях на моделях пласта длиной 10 см и внутренним диаметром 6 см, заполненных кварцевым песком фракции 0,15-0,25 мм, которые позволяют моделировать закачку реагентов в пласт и вести непрерывный контроль их расхода по схеме: «скважина-пласт» и «пласт-скважина». Первоначально проводили испытания на водонасыщенной модели пласта. Через модель пласта прокачивали воду, проводили замер ее расхода и определяли исходную проницаемость модели. Далее через модель последовательно прокачивали изопропиловый спирт, полиуретановый предполимер и буфер из товарной девонской нефти. Оставляли на выдержку на время от 10 до 24 ч. Затем через модель пласта прокачивали минерализованную пластовую воду и определяли проницаемость модели по формуле Дарси. Аналогичную процедуру проделывали с нефтенасыщенной моделью, предварительно определив проницаемость по нефти. Результаты испытаний представлены в таблице.

Как видно из таблицы, скрепление песка происходит как в водонасыщенной, так и нефтенасыщенной модели, уменьшение проницаемости по воде в водонасыщенной модели равно 71,4-88,2% по сравнению 36,4-84,6% у прототипа, причем уменьшение проницаемости по нефти в нефтенасыщенной модели незначительно и составляет 4,8-13,3%. При выдержке моделей в течение 6 ч песок скрепляется плохо, а проницаемость по воде снижается незначительно, поэтому оптимальное время, необходимое на отверждение полиуретанового предполимера, составляет 10-14 ч, дополнительное время незначительно влияет на результативность способа.

Таким образом, достигается результат - создание эффективного и безопасного способа предотвращения выноса песка из скважины за счет увеличения времени отсутствия контакта полиуретанового предполимера с водой. что позволяет обеспечить необходимый радиус обработки призабойной зоны пласта, повышение пескоскрепляющей способности состава при сохранении проницаемости и продуктивности пласта по нефти.