СПОСОБ КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЕСКОПРОЯВЛЯЮЩИХ СКВАЖИН
METHOD OF BOTTOMHOLE SUPPORT IN SAND WELLS

Предложение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин.
Известен способ укрепления и герметизации 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 (А.с. №1776321, Е21D 11/38, 11/00, 20/00 опубл. 15.11.1992, Бюл. №42).
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 заканчивания скважин с искусственным фильтром (заявка на изобретение РФ №2000132126, МПК Е21В 43/08). Способ включает спуск обсадной колонны в скважину с хвостовиком в продуктивный горизонт и прямое тампонирование этого интервала тампонажным материалом с проницаемыми каналами в камне, причем согласно изобретению тампонирование интервала хвостовика производят материалом, содержащим полимерообразующий компонент на основе крахмала, способный деструктурироваться со временем и образовывать проницаемые каналы в цементном камне. Недостатком данного способа является высокая стоимость ингредиентов, а также длительное время деструктурирования.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому техническому решению является способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами (А.с №1461868 А1, Е21В 33/138, Бюл. №8, 1989) путем закачки полимерного состава в призабойную зону, причем после отверждения полимерного состава его обрабатывают теплогенерирующим пенообразующим составом в количестве, обеспечивающем заполнение 30-100% объема порового пространства фильтра. Теплогенерирующий пенообразующий состав включает хлористый аммоний, нитрит натрия, кислоту, сульфонол и воду, причем компоненты взяты при следующем количественном соотношении, мас.%:
хлористый аммоний
23-25
нитрит натрия
20-30
кислота
0,05-2,0
сульфонол
0,2-1,0
вода
остальное
Известный способ имеет следующие недостатки: сложность проведения операций, связанных с закачкой в заколонное пространство скважины отверждающего многокомпонентного полимерного состава, промывку и обработку данного состава различными растворителями и теплогенерирующим пенообразующим составом с целью вымывания из состава отдельных компонентов для получения отвержденного фильтра с заданной пористостью. Кроме того, обработка полимерного состава теплогенерирующим пенообразующим составом приводит к формированию малопрочного, хрупкого полимерного фильтра вследствие резкого повышения температуры и поэтому обладающего низкой стойкостью к знакопеременным нагрузкам.
Технической задачей предложения является создание простого и эффективного способа борьбы с пескопроявлениями в скважинах за счет формирования прочного, стойкого к знакопеременным нагрузкам фильтра и сокращения продолжительности процесса крепления призабойной зоны из-за отсутствия дополнительных операций по вымыванию из состава отдельных компонентов и обработки искусственного полимерного фильтра.
Задача решается предлагаемым способом крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин, включающим создание фильтра путем приготовления и закачки полимерного состава и соляной кислоты с последующей выдержкой до отверждения полимерного состава.
Новым является то, что производят закачку сначала 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.
3
Сущность предложения заключается в следующем. В призабойную зону скважины по насосно-компрессорным трубам закачивают полимерный состав. Полимерный состав готовят следующим образом. Готовят смесь из карбамидоформальдегидной и ацетоноформальдегидной смол непосредственно на скважине или в заводских условиях в соотношении 4:1 соответственно. Затем при перемешивании добавляют алюминиевую пудру в количестве 0,05÷0,2% от массы полимерного состава. Далее закачивают буферную жидкость и 10÷15%-ный водный раствор соляной кислоты в соотношении 1:1 к полимерному составу. В качестве буферной жидкости используется пресная вода в объеме 0,2-0,3 м. Закачивание буфера производится для разделения закачиваемых компонентов во избежание отверждения полимерного состава в процессе закачивания при взаимодействии полимерного состава с водным раствором соляной кислоты. Затем продавливают полимерный состав, соляную кислоту в пласт с диаметром охвата призабойной зоны каждым не менее 1,8 м с последующей выдержкой до отверждения полимерного состава (время выдержки не менее 12 часов, увеличение времени выдержки более 12 часов не влияет на эффективность способа, но нецелесообразно из-за роста затрат времени). Под действием соляной кислоты полимерный состав отверждается в полном объеме и превращается в проницаемый полимерный фильтр, т.к. при реакции алюминиевой пудры с раствором кислоты выделяется свободный водород, который способствует при отверждении полимерного состава образованию пористого камня, который обладает высокой проницаемостью. Наличие в полимерном составе ацетоноформальдегидной смолы делает образующийся полимерный фильтр безусадочным, пластичным, обладающим хорошим сцеплением с поверхностью пород, что обеспечивает эффективное крепление призабойной зоны и снижает вынос песка, а сам процесс крепления призабойной зоны технологичным в любое время года, так как полученная смесь смол обладает длительным сроком хранения (до одного года) и пониженной температурой замерзания.
Способ в промысловых условиях осуществляют в следующей последовательности.
Спускают в пескопроявляющую скважину насосно-компрессорные трубы, башмак которых устанавливается выше интервала перфорации.
3
Готовят полимерный состав путем смешения в цементировочном агрегате ЦА-320М карбамидоформальдегидной смолы с ацетоноформальдегидной смолой в соотношении 4:1 соответственно и алюминиевой пудры в количестве 0,05÷0,2% от массы полимерного состава. Необходимое количество полимерного состава и водного раствора соляной кислоты определяют расчетным путем с учетом пористости, толщины закрепляемого пласта и диаметра охвата призабойной зоны каждым из указанных реагентов не менее 1,8 м. При уменьшении диаметра обработки менее 1,8 м прочность создаваемого искусственного эксплуатационного фильтра может быть недостаточна для выдерживания перепадов давления существующих при эксплуатации скважины. Увеличение диаметра обработки более 1,8 м не влияет на эффективность способа, но нецелесообразно из-за роста затрат на используемые реагенты. Затем по насосно-компрессорным трубам закачивают приготовленный полимерный состав, пресную воду в объеме 0,2-0,3 м, 15%-ную соляную кислоту в соотношении 1:1 к полимерному составу. Далее продавливают технологической жидкостью полимерный состав, соляную кислоту в пласт.
Оставляют скважину на выдержку до отверждения полимерного состава. После выдержки получают фильтр с необходимыми свойствами по прочности, проницаемости, пластичности. Затем скважину пускают в эксплуатацию.
3
Экспериментальное обоснование способа оценивают на модели пласта. Модель пласта готовят путем набивки металлической трубки длиной 10 см и внутренним диаметром 6 см кварцевым песком. Определяют проницаемость образца до обработки минерализованной пластовой водой плотностью 1180 кг/м. Далее готовят полимерный состав. Для приготовления полимерного состава используют карбамидоформальдегидную смолу марки КФМТ-15 (ТУ 6-06-12-88) и ацетоноформальдегидную смолу марки АЦФ-75 (ТУ 2228-006-48090685-2002). К карбамидоформальдегидной смоле КФМТ-15 добавляют ацетоноформальдегидную смолу в соотношении 4:1 соответственно и алюминиевую пудру (ГОСТ 5494-95) 0,05÷0,2% от массы полимерного состава, перемешивают мешалкой в течение 10 мин для лучшего распределения в полимерном составе составляющих полимерный состав. Закачивают приготовленный полимерный состав в образец (до появления на выходе модели пласта). Далее закачивают в образец 15%-ный раствор соляной кислоты (ГОСТ 857-95) в соотношении 1:1 к полимерному составу. Оставляют на выдержку на 24 часа. Затем через модель пласта прокачивают минерализованную пластовую воду и определяют проницаемость модели. Проницаемость определяют расчетным путем по известной формуле Дарси.
2
После определения проницаемости моделей пласта искусственно укрепленный песок (керн) извлекают из металлической трубки и определяют предел прочности на сжатие. Предел прочности керна на сжатие определяют с использованием машины для испытаний на изгиб и сжатие МИЦИС-300К по ТУ 26-7733.050-00. Проницаемость образцов в среднем составляет 2,2 мкм, что сопоставимо с проницаемостью образцов по прототипу. Прочность на сжатие кернов, полученных по предлагаемому способу, уже через 24 часа превышает прочность кернов по прототипу более 50%. Как известно, продукты отверждения на основе синтетических смол без добавки пластификаторов и отверждаемые при повышенных температурах имеют хрупкое разрушение. В отличие от прототипа наличие в полимерном составе ацетоноформальдегидной смолы придает отвержденному фильтру пластичность, снижается хрупкость и, следовательно, повышается стойкость к знакопеременным нагрузкам. Прочность кернов по предлагаемому способу через 24 часа составляет 10,2 МПа, по прототипу 5,6 МПа, а максимальная величина составляющей знакопеременной нагрузки на призабойную зону в процессе эксплуатации скважины составляет не менее 10 МПа. Следовательно, прочность призабойной зоны, закрепленная по предлагаемому способу, позволяет длительное время сохранить целостность фильтра и, следовательно, сохранить первоначальную проницаемость фильтра в процессе всего периода его работы.
При использовании в предлагаемом способе алюминиевой пудры менее 0,05 мас.% проницаемость фильтра ухудшается, а при содержании алюминиевой пудры более 0,2 мас.% ведет к ухудшению прочностных характеристик, увеличению хрупкости.
При использовании в предлагаемом способе кислоты с концентрацией менее 10%, сроки отверждения полимерного состава увеличиваются и составляют более 24 часов с одновременным ухудшением прочностных свойств. Использование кислоты с концентрацией более 15% не ведет к значительному увеличению эффективности способа, а лишь удорожает его.
Граничные значения оптимального содержания компонентов полимерного состава были выбраны исходя из формирования прочного, пластичного и проницаемого фильтра, а сам процесс крепления призабойной зоны - из условия технологичности проведения работ в любое время года.
Применение предлагаемого способа по сравнению с прототипом позволит сократить продолжительность процесса крепления призабойной зоны вследствие отсутствия дополнительных операций по вымыванию из состава отдельных компонентов для получения отвержденного фильтра с заданной пористостью и обработки искусственного полимерного фильтра с целью увеличения его прочности.
Таким образом, в данном предложении достигается результат - упрощение и повышение эффективности борьбы с пескопроявлениями в скважинах за счет формирования прочного, стойкого к знакопеременным нагрузкам и проницаемого фильтра, сокращения продолжительности процесса крепления призабойной зоны вследствие отсутствия дополнительных операций по вымыванию из состава отдельных компонентов для получения отвержденного фильтра с заданной пористостью и обработки искусственного полимерного фильтра.