Разработка и исследование композиции на основе кремнийорганического полимера для ликвидации выноса песка в газовых скважинах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 02.00.11, кандидат наук Нескин Вадим Алексеевич

• Нескин Вадим Алексеевич
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Нескин Вадим Алексеевич

СОДЕРЖАНИЕ

Введение 5

Глава 1. Причины разрушения слабосцементированных коллекторов 9 и выноса песка в скважину. Технологии и методы борьбы с пескопроявлением.

1.1 Характеристика пескопроявляющих коллекторов 9

1.2 Причины разрушения коллекторов и выноса песка 13

1.3 Последствия выноса песка в скважину 21

1.4 Пескопроявление в нефтяных скважинах 23

1.5 Пескопроявление в газовых скважинах 25

1.6 Методы борьбы с пескопроявлением 28

1.6.1 Механические методы предупреждения 32 пескопроявлений

1.6.2 Физико-химические методы предупреждения 35 пескопроявлений

1.6.3 Химические методы предупреждения пескопроявлений 37

1.6.4 Оценка методов борьбы с пескопроявлением 56 Глава 2. Объекты и методы исследования 61

2.1 Требования предъявляемые к химическим реагентам 61 необходимые для получения пескоукрепляющего состава

2.2 Характеристика исходных реагентов 62

2.2.1 Полиорганосилоксаны 62

2.2.2 Растворитель 69

2.2.3 Отвердитель 70

2.3 Методики проведения экспериментов 71

2.3.1 Методика приготовления композиции 72

2.3.2 Методика исследования прочности на сжатие 72

2.3.3 Методика приготовления модели минерализованной 75 воды

2.3.4 Методика исследования вязкости 7 5

2.3.5 Методика исследования времени гелеобразования 77

2.3.6 Методика исследования времени отверждения 7 8

2.3.7 Методика экспериментального исследования 78 фильтрационно-емкостных свойств искусственных образцов песчаника обработанных композицией на основе кремнийорганического полимера

2.3.8 Методика изучения структуры полимерного камня 83 образованного после обработки песчаника кремнийорганическим полимером на рентгеновском томографе «SkyScan-1172»

2.3.9 Методика определения пластической вязкости и 84 динамического напряжения сдвига тампонажного состава на ротационном вискозиметре FANN 35 SA

2.3.10 Методика изучения химизма адгезии 86 кремнийорганического полимера к породе на ИК-Фурье спектрометре Thermo Nicolet iS-10

Глава 3. Разработка композиции для крепления призабойной зоны 90 пласта газовых скважин. Экспериментальная часть.

3.1 Выбор отвердителя 90

3.2 Выбор кремнийорганического полимера 93

3.3 Подбор оптимальной концентрации отвердителя 97

3.4 Фильтрационно-емкостные исследования 98

3.5 Реологические характеристики разработанной композиции 100

3.6 Вязкостно-температурные характеристики композиций на 101 основе крменийорганических полимеров

3.7 Оценка стойкости тампонажного камня в пластовой воде 103

3.8 Исследования структуры полимерного камня на 105 рентгеновском томографе «$ку$сап-П72»

3.9 Химизм действия композиции 109

Глава 4. Разработка технологии обработки скважин 114

пескоукрепляющим составом. Промысловые испытания разработанного состава.

Основные результаты и выводы 123

Список использованных источников 125

Приложение А 130

Введение

Актуальность проблемы. Начальные суммарные ресурсы природного и

-5

попутного нефтяного газа в России составляют 260 трлн. м . В 2011г. в

-5

стране было добыто 670,7 млрд.м природного газа. Газовый комплекс России включает около 8500 газовых скважин. Одной из весьма острых проблем эксплуатации газовых скважин, пласты которых образованы песками и слабосцементированными породами, является разрушение призабойной зоны пласта и поступление в скважины песка, что ведет к образованию глинисто-песчаных пробок на забое и в насосно-компрессорных трубах. Это приводит к снижению дебитов природного газа, разрушению обсадных колонн и фильтров, износу внутрискважинного и наземного оборудования, влечет значительные экономические потери вследствие снижения производительности, увеличения затрат на текущий и капитальный ремонт скважины, очистку газа от механических примесей.

Решение данной проблемы является актуальной задачей и требует разработки комплексного метода и технологии крепления призабойной зоны скважины с одновременным сохранением фильтрационно-емкостных свойств коллектора.

На сегодняшний день существует ряд технологий для укрепления призабойной зоны пласта и предотвращения выноса песка, которые используются в зависимости от конструкции забоя скважин, времени эксплуатации, геологических и температурных параметров. С этой целью применяются химические, механические и комбинированные методы крепления пород пласта в призабойной зоне скважин. Использование механических методов является дорогостоящей операцией, малоэффективно и не решает проблему разрушения пласта-коллектора.

Применяемые химические методы предотвращения выноса песка в скважины основаны на использовании полимерных композиций, смесей цемента с различными наполнителями, эпоксидных, фурановых, сланцевых, формальдегидных смол. Однако те из них, которые показывают достаточно

высокую эффективность укрепления призабойной зоны пласта с образованием прочного тампонажного камня ухудшают при этом фильтрационно-емкостные свойства коллектора. А те составы при закачке которых сохраняется высокая проницаемость пласта-коллектора, не достаточно надежно фиксируют породу, имеют сложную технологию приготовления, многокомпонентный состав и ограниченные температурные интервалы применения.

Цель работы — разработка эффективного и простого в использовании полимерного тампонажного состава на основе кремнийорганической смолы и технологии его применения для борьбы с выносом песка в газовых скважинах.

Основные задачи исследования:

1. Анализ причин разрушения слабосцементированных коллекторов, последствий выноса песка в газовых скважинах и технологий крепления призабойной зоны пласта с применением смол.

2. Разработка и исследование нового тампонажного состава для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин.

3. Исследование механизма сшивки кремнийорганического полимера и адгезии смолы к породе.

4. Исследование влияния концентрации смолы и отвердителя в разработанной композиции на фильтрационно-емкостные свойства пористой среды укрепляемой породы.

5. Создание методики и технологии проведения ремонтно-изоляционных работ с использованием разработанного тампонажного состава на основе кремнийорганической смолы.

Научная новизна

1. Экспериментально доказана и подтверждена в промысловых условиях возможность формирования в призабойной зоне пласта проницаемого полимерного фильтра на основе кремнийорганической смолы. Объяснен механизм образования данной структуры.

2. На основе изучения механизма взаимодействия кремнийорганической смолы с породой установлено, что добавляемый в композицию отвердитель аминного типа является одновременно сшивающим агентом и промоутером адгезии.

3. Установлены закономерности изменения прочностных и фильтрационных характеристик сшитой кремнийорганической структуры в зависимости от типа и концентрации отвердителя и смолы в системе.

4. Показано, что композиция, содержащая кремнийорганическую смолу, отвердитель на основе аминопроизводных этоксисиланов и легкокипящий растворитель обеспечивает прочность полимерного камня при одновременном сохранении фильтрационных свойств коллектора.

Практическая ценность

1. Разработан новый тампонажный состав на основе кремнийорганического полимера для ликвидации выноса песка в газовых скважинах.

2. Разработана комплексная технология проведения ремонтно-изоляционных работ с использованием кремнийорганических смол.

3. Разработаны технические условия на новые компоненты предложенной композиции для ликвидации выноса песка «Химеко-П», а также налажен их выпуск в ЗАО «ПЕТРОХИМ» (г. Белгород).

4. Разработанный состав и технология успешно внедрены на объектах ОАО «Газпром ПХГ» (проведены 2 операции на Песчано-Уметском ПХГ с успешностью 100%).

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и исследование композиции на основе кремнийорганического полимера для ликвидации выноса песка в газовых скважинах»

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались:

- на VII Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», посвященной 85-летию кафедры органической химии и химии нефти (Москва, 2012); 66-ой Международной молодежной научной конференции «НЕФТЬ И ГАЗ - 2012» (Москва, 2012); VIII Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая

химия», РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина (Москва, 2013); XVII Международной научно-практической конференции «Реагенты и материалы для технологических жидкостей, применяемых при строительстве и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. Актуальные вопросы сервисного сопровождения бурения и утилизации отходов» (Суздаль, 2013); X Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, 2013).

Публикации

По материалам диссертации опубликовано 4 статьи в научно -технических журналах, в том числе 3 статьи в научных изданиях, включенных в перечень ВАК, 6 тезисов научных докладов. Получен 1 патент на изобретение.

Автор выражает свою глубокую благодарность своему научному руководителю д.т.н., проф. Магадовой Л.А., заведующему кафедрой д.х.н., проф. Силину М.А., д.т.н., проф. Лыкову О.П., к.т.н, Ефимову Н.Н., к.т.н, Губанову В.Б., д.т.н, Ермолаеву А.И., Мышенкову И.В. за консультационную помощь, оказанную при работе над диссертацией, Байгозину И.В. и Пшеничному С.В. за содействие при проведении опытно-промышленных испытаний на объектах ОАО «ГАЗПРОМ ПХГ», сотрудникам кафедры технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности за поддержку и ценные замечания.

Глава 1. Причины разрушения слабосцементированных коллекторов и выноса песка в скважину. Технологии и методы борьбы с пескопроявлением.

Технология борьбы с пескопроявлением - это комплекс технологических процессов и операций, заключающихся в воздействии на призабойную зону пласта с целью предотвращения ее разрушения и выноса песка.

1.1 Характеристика пескопроявляющих коллекторов

В процессе эксплуатации скважин твердые частицы выносятся из пласта вследствие разрушения в нем природного цементирующего материала. Это может происходить из-за: нарушения равновесия в массиве породы в приствольной зоне под воздействием горного и забойного давлений; влияния переменных механических нагрузок на пласт; воздействия нагрузок при фильтрации жидкостей; растворения цементирующего материала в результате притока пластовой воды.

Породы, с которыми связана проблема пескопроявления, можно разделить на следующие виды:

Хрупкие или полуустойчивые выглядят как хорошо консолидированные. Обычно они хорошо сцементированы, легко разбуриваются и достаточно прочны. Тем не менее, в скважинах, вскрывших такие породы, первоначально в течение небольшого периода времени нередко наблюдается поступление пластового песка. Поставка песка может начаться также после истощения коллектора или после прорыва воды в добывающую скважину. Сложены такие породы алевролитами, доломитами, песчаниками.

Частично сцементированные пласты. Зерна песка в них скреплены мягкой глиной и илом. Чаще всего такие породы имеют низкую прочность при сжатии и ограниченную сопротивляемость фильтрации пластового флюида. Скважины, вскрывшие подобные пласты, бывают

пескопроявляющими на протяжении некоторого периода их эксплуатации. Сложены гипсом, кремнями и окремнелыми разновидностями известняков.

Полностью несцементированные пласты могут содержать большие количества связующих минералов и в то же время оставаться неконсолидированными. Целостность пласта может сохраняться за счет проявления небольших по величине сил сцепления и уплотнения пород. Следовательно, любое движение пластового флюида в направлении ствола скважины приводит к иммобилизации песка. Эти пласты сложены галечником с крупным песком, каменной солью и каменным углем.

В целом, несцементированным считается пласт, не содержащий достаточного количества природного цементирующего материала, чтобы удержать слагающие породу зерна минералов во взаимном контакте в процессе притока нефти или газа в скважину.

Несцементированные пласты встречаются практически во всех основных нефтедобывающих регионах мира. На таких месторождениях установлено огромное количество извлекаемых запасов, но по различным причинам они не разрабатываются. Основными причинами, препятствующими введению этих месторождений в разработку, является вынос песка из слабосцементированного коллектора [2].

Некоторые исследователи приводят классификацию пород по степени устойчивости [3] (Таблица 1.1).

Помимо оценки степени устойчивости пород немаловажной является оценка фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, включающих: общую и открытую пористость; абсолютную, фазовую и относительную проницаемость; водо-, нефте- и газонасыщенность. В соответствии с совокупностью этих свойств коллектора подразделяются на соответствующие группы [4, 5] (Таблица 1.2).

Содержание глинистого и карбонатного цемента определяет ФЕС коллектора (Таблица 1.2). В первой группе среднее содержание глинистой (размер частиц ё<0,01 мм) и алевролитовой (ё=0,1-0,01 мм) фракций

примерно одинаково и в сумме составляет около 97%. Карбонатность пород меняется от 0 до 18%.

Таблица 1.1 - Классификация пород по степени устойчивости

Степень устойчивости Горные породы Связь между зернами

Весьма неустойчивые Рыхлые (пески, гравий, галечник) Отсутствует

С изменяющейся устойчивостью Плотные невысокой прочности, растворяемые или размываемые буровым раствором (глинистые породы, каменная соль) Сложная (исчезающая при насыщении водой)

Слабоустойчивые Скальные, но раздробленные; сбрекчированные Недостаточно прочная

Устойчивые Породы высокой и средней твердости, монолитные или слаботрещиноватые, не размываемые буровым раствором (граниты, диориты, базальты, кварциты) Прочная

Таблица 1.2 - Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов газоносной толщи сеноманских отложений

Свойства коллекторов, ФЭС Коэффициент открытой пористости, % Коэффициент газонасыщенности Коэффициент проницаемости, мкм2 Содержание глины и карбонатов, %

Низкие 19,9-24,2 0,04-0,25 0,002 42-62

Средние 24,2-29,5 0,25-0,60 0,002-0,21 30-42

Высокие 29,5-40,7 0,60-0,90 0,21-3,5 15-30

Во второй группе со средними ФЕС преобладает алевролитовая фракция, среднее содержание которой составляет 55%, на долю глинистой

фракции приходится в среднем 24%, а на долю песчаной 9%. Средняя величина карбонатности составляет 12%.

Третья группа пород характеризуется наилучшими ФЕС. Это связано со снижением доли глинистой фракции до 25% и увеличением объема песчаной в среднем на 26%.

Также выделяют [6] группу коллекторов со сверхвысокими фильтрационно-емкостными свойствами - суперколлекторов. Главными признаками суперколлекторов является низкое содержание (до 6 %) глинистых фракций, которые представлены в основном иллитами (43%) и каолинитами (43%), состояние песчаной фракции до 94%, состоящей из кварца (55%) и натриево-калиевых шпатов (37%) с незначительными включениями доломитов (1%) и сидеритов (1%). Проницаемость таких коллекторов достигает 3,5 мкм . Суперколлектора имеют очень низкие прочностные свойства и способны разрушаться при минимальных депрессиях от 0,1 до 0,4 МПа.

Ахметовым А.А. [6] установлено, что песок в основном выносится из интервала залегания суперколлекторов с поверхности фильтрации при определенном режиме эксплуатации. По мере эксплуатации на поверхности фильтрации формируются дефекты, напоминающие по форме коррозионные раковины или язвы, которые в итоге приводят к более интенсивному разрушению коллектора, характеризующимся значительным выносом песка до нескольких килограммов в сутки.

В начальный период эксплуатации скважин разрушения продуктивных коллекторов не происходит, если депрессия на пласт не превышает предельной величины для данного типа коллектора. Для суперколлекторов в начальный период эксплуатации предельная депрессия составляет 0,5 - 0,6 МПа, а для более плотных коллекторов 1,0-1,2 МПа. По мере роста накопленной добычи газа, увеличения притока воды, снижения пластового давления величина предельно-допустимой репрессии снижается.

При накоплении объема добычи газа в расчете на один метр

-5

коллектора до 300-400 млн. м /м и более, а также при интенсивном притоке вод суперколлектор начинает разрушаться при депрессиях ниже 0,3 МПа. В условиях поступления пластовой воды разрушение суперколлектора может происходить и при меньших объемах накопления добычи и депрессиях менее 0,1 МПа [7].

1.2 Причины разрушения коллекторов и выноса песка

Разрушение слабосцементированных коллекторов может происходить вследствие растворения и выноса цементирующего материала и проявления капиллярных сил в результате большого притока пластовой воды.

Установлено, что в большинстве случаев в малоустойчивых породах роль цементирующего материала между зернами осуществляется глинистыми фракциями, легко разрушающимися при вызове притока жидкости из пласта в скважину [8, 9]. Прочность глинистого цемента -следствие геологических процессов, приводящих к обезвоживанию глинистых осадков. Вмешательство человека нарушает физико-химический баланс, существующий между глинистыми частицами и их окружением. При обводнении пласта состав жидкости в порах между песчинками меняется, глинистые частицы могут набухать, и как следствие, прочность глинистого цемента снижается.

Глинистые материалы, по химическому составу представляющие собой смесь каолинитов (А1203*28Ю2*2И20), смектитов, иллитов, состоят из отдельных пакетов плоских элементарных чешуек, наложенных друг на друга своими плоскими гранями. Отдельная элементарная чешуйка очень тонка, но имеет довольно большую длину и ширину. Накладываясь друг на друга, чешуйки могут образовывать агрегаты большой толщины. Они соприкасаются своими силикатными слоями, но не имеют жесткого скрепления друг с другом и легко могут быть отделены одна от другой. Установлено, что расстояние от основания одной частицы до основания

соседней для сухого связующего материала составляет около 0,98 нм, тогда как при погружении в воду межплоксостное расстояние увеличивается до 4,0 нм. Таким образом частицы связующего при набухании стремятся отделиться друг от друга, тем самым приводя в подвижное состояние основу коллектора.

Устойчивость пород к разрушению характеризуется наличием сил трения и сцепления между зернами пород и определяется формулой [10]:

т = а*Рг+С, (1.1)

где т - сила устойчивости, Па;

а - коэффициент трения;

Рг - горное давление, Па;

С - сила сцепления, Па;

Обычно сила сцепления слабосцементированных пород мала и устойчивость горных пород к разрушению определяется, в основном, силами трения.

Необходимо также учитывать влияние капиллярных сил на процесс разрушения коллектора. Остаточная вода занимает в порах несцементированного песка пространства так называемых пендулярных колец, окружающих точки контактов смежных песчинок. Межфазное натяжение а и кривизна мениска поверхности между водой и окружающей углеводородной жидкостью (или газом) создают капиллярное давление Рк, которое приводит к взаимному прижатию контактирующих песчинок. Величина капиллярного давления определяется формулой Плато:

(1.2)

где и Я2 - главные радиусы кривизны.

В случае, показанном на рисунке 1, радиус Я2 берется со знаком минус, так как центр этого радиуса кривизны расположен с выпуклой стороны мениска, и формула (1.2) для этого случая получает вид:

1 1

Я

)

(1.3)

Сила капиллярного притяжения двух песчинок друг к другу определяется выражением:

7 1 1

Г = л * Я\ * р =ж * *(---) ,

Я1 Я2

(1.4)

При увеличении водонасыщенности пор размеры и форма пендулярных колец меняются, как показано на рисунке 1.1. При этом радиус кривизны Я[ увеличивается быстрее, чем радиус кривизны Я', и величина разности в скобках в формуле (1.4) уменьшается. Соответственно, ослабляется и сила капиллярного притяжения смежных песчинок, а в условиях достаточно высокого водонасыщения она вообще может исчезнуть.

Рисунок 1.1 - Механизм сцепления песчинок под действием капиллярных

сил

При фильтрации углеводорода наблюдается определенная прочность песка, а при фильтрации воды водонасыщенность пористой среды возрастает, силы капиллярного сцепления между песчинками исчезают и, как следствие, интенсивно выносится песок.

Слабосоленый раствор легко проникает к пендулярным кольцам, увеличивая их размеры и снижая сцепление песка. Вязкие жидкости,

имеющие низкую фильтруемость, в меньшей степени повышают водо-насыщенность, в зонах еще неразмытого песка. В этом случае капиллярное сцепление сохраняется и, соответственно, снижется количество вымытого песка.

Гидратация связующих глин и действие капиллярных сил являются определяющими в разрушении продуктивных коллекторов при поступлении воды.

Основной причиной разрушения призабойной зоны пласта является высокая величина градиента давления на стенки скважины и скорость фильтрации жидкости. При высоких градиентах давления и недостаточной прочности цементирующего материала зерна песчаника отделяются от основного массива и выносятся в скважину [10, 11].

В процессе строительства скважины гидростатическое давление столба промывочной жидкости уравновешивает напряжение в призабойной зоне и способствует сохранению устойчивости стенок скважины. При вызове притока (эксплуатация скважины) равновесное состояние системы скважина-пласт нарушается, происходит разрушение и пластическое течение рыхлых пород, усиливающееся фильтрационными процессами при перемещении пластовой жидкости к забою.

При больших значениях дебитов растягивающие усилия приводят к разрушению забоя и выносу частичек породы из скважины или скоплению их на забое. Очевидно, чем выше дебит скважины, тем более перепад давления на забое скважины и радиус возмущенной зоны и выше напряжения в нефтеносных горизонтах. При достижении критических растягивающих напряжений, превышающих пределы упругости пород, возможно разрушение пород с последующим выносом песка в ствол скважины [12, 13].

Показано, что при длительном нагружении горных пород, наблюдается явление статической усталости, приводящее к постепенному разрушению материала коллектора. Наличие зависимости прочности от времени при статической нагрузке, получившая название статической

усталости, отмечалась многими исследователями [14, 15]. В этой связи многие нефтяные, газовые, газоконденсатные и водозаборные скважины оборудуют фильтрами различных конструкций. Их наличие приводит к перераспределению напряжений в призабойной зоне, увеличению гидравлических сопротивлений, повышению устойчивости пород призабойной зоны усталостных разрушениям, снижению пескопроявлений, переформированию фильтрационных каналов [16, 17].

Механизм разрушения слабосцементированного коллектора рассматривают [18], как отрыв от поверхности образца частиц породы, имеющих форму конуса, вершина которого в процессе размыва перемещается в сторону, противоположную направлению фильтрации. В основе теоретических предположений лежит гипотеза о том, что напряженное состояние в призабойной зоне создается весом вышележащих пород, давлением жидкости и напряжением скелета породы:

Рг = Рпл +^ок , (1.5)

где Рг - суммарное горное давление, МПа;

Рпл - давление пластового флюида, МПа;

дск - напряжение в скелете породы, МПа.

Направление нормальных напряжений в скелете породы зависит от геологических и топографических условий залегания пласта.

В связи с тем, что при вскрытии продуктивного пласта появляется свободная поверхность, в приствольной зоне изменяются все три компоненты давления, приводящие к деформации порового коллектора и изменению его фильтрационных свойств [15, 19, 20].

Прочность пород на сжатие понижается в несколько раз при воздействии на продуктивный коллектор неминерализованным фильтратом промывочной жидкости [21].

Одной из причин пескопроявлений, образования песчаных пробок является несоответствие выбора конструкции забоев скважин способам вскрытия [22].

Существующие способы перфорации обсадных труб против продуктивных пластов приводят к разрушению цементного камня, причем в значительном удалении от вскрываемых участков, что ведет к обводнению скважин и выносу песка даже в устойчивых коллекторах.

Образование продольных трещин в колонне, нарушение целостности цементного камня, нарушение плотности контакта цементный камень -порода, цементный камень - обсадная колонна приводят к выносу песка и образованию песчаных пробок.

Кроме того, при освоении скважин, как правило, производятся стимулирующие обработки призабойной зоны продуктивных горизонтов проведением соляно-кислотных обработок (СКО), гидравлического разрыва пласта (ГРП). Характерной особенностью этих операций является создание высоких избыточных давлений на призабойную зону продуктивных пластов - депрессий и репрессий. Депрессии при этом достигают 15-20 МПа, а репрессии - 30 - 50 МПа. Воздействие столь высоких гидродинамических нагрузок на элементы крепи и фильтр скважины - один из главных факторов нарушения герметичности разобщения пластов в заколонном пространстве, возникновения заколонных и межпластовых перетоков пластовых флюидов, прорыва подошвенных вод к забою скважины, обводняющих продукцию и выноса песка [9].

При небольших депрессиях возможен длительный постепенный вынос мелких частиц (суффозия), ведущий к увеличению пористости. При достижении критического значения сдвигающих сил структура пористой среды разрушается за счет сдвига частиц песков [23].

Считается, что начало разрушения связано с некоторым предельным общим напряженным состоянием породы, характеризуемым безразмерным коэффициентом (К) [11]:

2еЩРп - Рза6

К = а ■ (1.6)

сж

где а - коэффициент бокового распора пород; Н - глубина залегания продуктивного пласта; g - ускорение свободного падения; рп - плотность породы;

Рзаб - забойное давление; асж - прочность породы на сжатие. При К =1 наблюдается равновесие пород и при К>1 - напряженное состояние.

В работе [24] теоретически обосновано условие выноса мелких фракций песка - равенство градиента сил трения при фильтрации жидкости (газа) и градиента силы тяжести:

grad P = g*(pп -рф), (1.7)

где рп - плотность песка; рф - плотность пластового флюида.

Роль других критериев выражается через градиент сил трения. Условие (1.7) остается в силе и в случае суффозионного размыва ПЗП. Снижение сил сцепления и трения между частицами происходит чаще всего из-за подхода воды. Так, на скважинах Московского ПХГ, где коллектор обводнен, депрессия, при которой начинается разрушение скелета, на 0,1-0,3 МПа меньше, чем на скважинах Касимовского ПХГ, работающих сухим газом из того же щигровского горизонта [25]. Аналогичная ситуация на Уренгойском и Медвежьем газовых месторождениях, где главной причиной активизировавшегося пескопроявления скважин является постепенное обводнение «суперколлекторов» подошвенными и конденсационными водами. Увеличение их влагосодержания приводит к размыву, незначительного по содержанию, глинистого цемента, разрушению

глинистых частиц, выносу песка и образованию каналов повышенной проводимости [3].

При разработке продуктивных пластов, сложенных рыхлыми песчаниками, в ПЗП может образовываться зона подвижного песка (пластическая область). В этом случае в первые месяцы эксплуатации скважины наблюдается интенсивное неконтролируемое пескопроявление, связанное с вымыванием песка и образованием каверны у кровли пласта, либо у неразрушенного (более прочного) пропластка при неоднородном пласте.

На образование и характер пластической области влияют многие факторы: перераспределение около горной выработки ранее существовавших напряжений, вызванное бурением; действие бурового раствора на цементирующий материал, скрепляющий зерна песка; ударные нагрузки на призабойную зону при кумулятивной перфорации; темпы отбора пластового флюида и ряд других. Вынос песка обычно увеличивается с ростом отбора продукции, при увеличении водонефтяного фактора, истощении эксплуатируемого пласта.

Вероятно, что песок пластической области удерживается от выноса в скважину силой трения, определяемой давлением вышележащих толщ песка. Величина давления на любой глубине пластической области зависит от веса вышележащей толщи песка и горного давления вышележащих пород.

Установлено, что вынос песка уменьшается с ростом давления обжима; при достижении давления обжима 0,3 МПа вынос песка стабилизируется и стремится к постоянной величине; песок, имеющий глинистый цемент, может быть подвержен упрочнению.

Нередко роль связующего между песчинками в пласте-коллекторе выполняет сам скважинный флюид. Например, в залежах высоковязкой нефти и битумов. В таких залежах интенсивность выноса песка из пласта в ствол скважины зависит от величины депрессии. Чем выше депрессия, тем больше песка поступает в скважину. Однако, вследствие высокой вязкости

скважинного флюида в стволе скважины песчаной пробки может не образовываться. Весь песок остается во взвешенном состоянии в нефти и с нею выносится на поверхность.

Для оценки интенсификации разрушения ПЗП используется [25, 26] критическая скорость выноса частиц породы с забоя скважины. Так отмечается, что вынос частиц породы из скважины не всегда свидетельствует о разрушении ПЗП. Если вынос частиц со временем уменьшается, то идет процесс очищения перфорационных и высокопроницаемых фильтрационных каналов от малосвязаных частиц, а также забоя скважины от ранее разрушенной породы.

На рисунке 1.2 представлена схема основных причин разрушения неустойчивых коллекторов и выноса песка.

Причины разрушения неустойчивых коллекторов и выноса песка

11 ЛА и и и

Создание репрессии

при вскрытии

Создание депрессии и увеличение

скорости фильтрации

Нарушение режимов закачки и добычи газа

Применение перфорацио нных способов вторичного вскрытия

Растворение Наличие в

цементирую интервале

щего перфорации

материала суперколлек

пласта торов

Рисунок 1.2 - Причины разрушения неустойчивых коллекторов и выноса

песка

1.3 Последствия выноса песка в скважину

В результате пескопроявлений возникают потенциально опасные дорогостоящие осложнения [23]:

- снижение дебитов из-за образования песчаных пробок;

- нарушение целостности обсадных колонн;

- перекрытие интервала перфорации;

- абразивная эрозия подземного и наземного оборудования скважин и газопроводных систем (трубопроводов, запорных устройств, сепарационного оборудования);

- возникновение необходимость очистки добываемого продукта от песка и его утилизация.

С учетом вышеизложенного, стратегия защиты погружного оборудования от пескопроявления должна учитывать взаимовлияние различных видов осложнений в конкретной скважине [10].

На практике целесообразность проведения противопесочных мероприятий принимается, обычно, с учетом экономических соображений в сочетании с оценкой возможных технологических осложнений. При этом учитываются возможные последствия от образования песчаных пробок и от выносимого на поверхность песка, то есть оценивается влияние песочного «наждака» по всему пути следования, а также затраты на ремонтно-восстановительные работы в скважинах.

Наиболее серьезная угроза, которую представляет выносимый в скважину песок, заключается в возможности снижения производительности скважины ниже экономически оправданного уровня. Песок, который скапливается на забое или образует мостовую пробку, может уменьшить дебит скважины или полностью воспрепятствовать притоку пластового флюида, если скорости восходящего потока недостаточны для транспортировки песка на поверхность.

Содержащийся в продукции скважины песок эродирует дорогостоящее скважинное и наземное оборудование, которое приходится заменять. Высокие издержки, связанные с потерей добычи во время замены или капитального ремонта суммируются с общими затратами.

Песок может эродировать и выводить из строя внутрискважинные предохранительные клапаны. Повреждение этих механизмов может стать причиной смертельных случаев и серьезного экономического ущерба, особенно в морских условиях и труднодоступных местах.

Эксплуатация скважин с выносом пластового песка на поверхность может способствовать образованию пустот за обсадной колонной, оставляя трубы без поддержки. Затем, в результате опускания и подвижек пластовой породы может развиваться неравномерное распределение сжимающей нагрузки на обсадную колонну, что ведет к ее смятию и изгибу. Вынос в скважину части пластового материала может привести к тому, что порода менее проницаемых пропластков заполнит пространство вокруг обсадной колонны, в результате произойдет значительное и необратимое снижение дебита.

Удаление песка может быть сопряжено с большими затратами, особенно в операциях на море, если этот песок загрязнен нефтью.

Следовательно, вынос песка из пласта в скважину и на поверхность может оказаться чрезвычайно дорогостоящим и потенциально опасным. Последствия выноса песка представлены на рисунке 1.3.

Рисунок 1.3 - Последствия выноса песка в скважину

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Нескин Вадим Алексеевич, 2016 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Магадова Л.А., Ефимов Н.Н., Губанов В.Б., Нескин В.А., Трофимова М.В. Разработка композиции для крепления призабойной зоны пласта в скважинах подземных хранилищ газа// Территория Нефтегаз, №5, с. 63-67

2. Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти //Пер. с англ. и фр., под ред. В. Мори и Д. Фурметро. М.: Мир, 1994. -С. 149-156.

3. Назаров С.И. Техника и технология контроля содержания пластового песка в потоке природного газа //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. тр. ВНИИгаза и СевКавНИПИгаза. М., 1995.

4. Мелик-Асланов Л.С., Касиров М.Д., Эфендиев И.Ю. Исследование вопросов пескопроявления в нефтяных скважинах //Нефтепромысловое дело. -1975.-№2.

5. Ашрафьян М.О., Лебедев О.А., Саркисов Н.М. Совершенствование конструкций забоев скважин. -М.: ВНИИгаз, 1985.

6. Васильев В.А., Дубенко В.Е. Модель переноса песка в пористой среде // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. тр. ВНИИгаза. М., 1996. - С. 94-99.

7. Бутко О.Г., Скуин Б.А. Методы борьбы с пескопроявлениями при эксплуатации нефтяных скважин // ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1987.-№3.

8. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учеб, для вузов / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. -Краснодар: «Сов. Кубань», 2002. - 584 с.

9. Повышение эффективности гравийных фильтров в борьбе с пескопроявлением в нефтяных скважинах/ к.т.н. Везиров, Абиль Рашидович//Баку-1984г.

10. Комплексная защита скважинного оборудования при пескопроявлении в ООО «РН-Пурнефтегаз» / А.Г. Михайлов, В.А. Волгин, Р.А. Ягудин, В.А. Стрижнев, В.В. Рагулин // Территория нефтегаз - 2010 г.- №12 - с. 84-89

11. Васильев В.А., Дубенко В.Е. Модель переноса песка в пористой среде //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. тр. ВНИИгаза. М., 1996. - С. 94-99.

12. Каримов М.Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа Под. ред. А.Х. Мирзаджанзаде. М.: Недра, 1981. - 248 с.

13. Гаврилко В.М., Алексеев B.C. Фильтры буровых скважин. М.: Недра, 1991.276 с.

14. Теория и практика заканчивания скважин: В 5 т./ А.И. Булатов, П.П. Макаренко, В.Ф.Будников, Ю.М. Басарыгин. Под ред. А.И. Булатова. М.: Недра, 1998.-Т.З.- 410 с.

15. Подгорнов В.М., Ведищев И. А. Практикум по заканчиванию скважин. -М.: Недра, 1985.- 143 с.

16. http://myneftyanik.ru/?p=25

17. Проблемы добычи газа на завершающем этапе разработки месторождений / Д.В. Моторин, П.С. Кротов, В.В. Гурьянов// Территория нефтегаз - 2011 г.- №10 - с. 50-53

18. Flanigan M.J. Smaller gravel and cooted screens enhance 50-Jear-üld field. «Petrol. Technol.», 1980, 32, № 5, p.p. 757-763.

19. Справочник по бурению и оборудованию скважин на воду Под ред. В.В. Дубровского. М.: Недра, 1972.- 512 с.

20. Е.В. Rogers. Cimbinations, comparisons and costs. «Oil and Gas J.», 1971, 22/XI, v. 69, № 47, p.p. 64, 65, 68.

21. Лебедев Г.Д., Фезутенко А.Н. О конструкции забоя газовых скважин в рыхлых коллекторах //Газовая промышленность. М., 1994 - С. 12-13.

22. Claude F. Aubert, E.P. Bercegeay. Field-tested methods improve sand control. «World Oil», 1971,1Я1, v. 172, № 2, p.p. 41-44.

23. Мелик-Асланов Л.С., Касиров М.Д., Эфендиев И.Ю. Исследование вопросов пескопроявления в нефтяных скважинах// Нефтепромысловое дело -1975 - №2.

24. Ликвидация пескопроявления при добыче газа /К.А. Жуковский, А.А. Ахметов, A.M. Шаринов и др. // Газовая промышленность. 1998.- № 9. -С. 20-22.

25. Лебедев Г.Д., Фезутенко А.Н. О конструкции забоя газовых скважин в рыхлых коллекторах //Газовая промышленность. М.,1994-С. 12-13.

26. Современные идеи теоретической геологии / И.И. Абрамович, В.В. Груза, И.Г. Клушин и др. М.: Недра, 1984. - 280 с.

27. Маслов И.И. Методы борьбы с выносом песка из нефтяных скважин// Серия «Нефтепромысловое дело» М.: 1980. - 64с.

28. Борьба с песком при заканчивании горизонтальных скважин. М., НИИОЭНГ, 1989 (экспресс-инф. Сер. Строительство скважин. Зарубежный опыт), вып. 20, с. 4

29. Арестов Б.В., Назаров С.И., Лебенков A.M. Технология сооружения гравийных фильтров в газовых скважинах // Проблемы повышения качества и скоростей строительства газовых и морских нефтяных скважин: Сб. науч. тр. ВНИИгаз. 1988. - С.172-176.

30. Совершенствование технологии добычи нефти в условиях интенсивного выноса мехпримесей /к.т.н. Кудрявцев Игорь Анатольевич// Тюмень - 2004г.

31. А.Р. Гарифуллин, начальник отдела по работе с механизированным фондом (ОРМФ) - главный технолог// Территория Нефтегаз, № 9, 2010г.

32. РФ, патент № 2005165, E21B 33/138, опубл. 30.12.93, бюл. № 47-48.

33. Патент РФ № 2398955, Способ крепления с использованием цементного раствора.

34. RU 2352764 C2 Способ крепления призабойной зоны пласта.

35. RU 2366683 C2 Состав для крепления призабойной зоны нефтяных и газовых скважин.

36. RU 2119041 Состав для укрепления слабосцементированного пористого пласта.

37. RU 2138616 C1 Состав для крепления призабойной зоны пласта.

38. US 5010953 Sand consolidation methods.

39. RU 2285791 Способ борьбы с пескопроявлением в нефтяных и газовых скважинах.

40. RU 2387806 Способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин.

41. SU 1596073 Состав для крепеления слабосцементированного продуктивного пласта.

42. RU 2147332 Тампонажный метериал для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах.

43. US 7114570 Methods and compositions for stabilizing unconsolidated subterranean formations.

44. RU 2446270 Способ изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта.

45. Яковлев А.Д. Химия и технология лакокрасочных покрытий. - СП.: Химиздат, - 2010. - C. 97 - 105.

46. H.K. Kotlar, A. Moen, T.Haaland, Field Experience with Chemical Sand Consolidation as a Remedial Sand Control Option, Offshore Technology Conference, Texas, U.S.A., 5-8 May 2008.

47. H.K. Kotlar, F. Haavind, M. Springer, S.S. Bekkelund, A New Concept of Chemical Sand Consolidation: From Idea and Laboratory Qualification to Field Application, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Texas, U.S.A., 9-12 October, 2005.

48. Kurawle, N. Mahalle, M. Kaul, A. Nair, N. Kulkarni, Silanol Resin Consolidation System for Deepwater Completions and Production Optimization, SPE Europeane Formation Damage Conference held in Scheveningen, The Netherlands, 27-29 May, 2009.

49. Авторский надзор за эксплуатацией Песчано-Уметского ПХГ. Саратов: ВНИПИгаздобыча, 2011 г.

50. Никитин Р.С., Никишов В.В. Оценка эффективности оборудования скважин противопесочными фильтрами на Елшано-Курдюмском ПХГ// Газовая промышленность. - 2006. - № 11. - C. 89-82.

Утверждаю

я геологии . Енгибарян

«

Заключение

по результатам опытно-промышленных испытаний технологии крепления призабойной зоны пласта кремнийорганическими соединениями, разработанными ЗАО «Химеко-ГАНГ»

На скважинах № 123 и № 126 Песчано-Уметского УПХГ в 3-м квартале 2012 года проведены опытно-промышленные испытания технологии крепления призабойной зоны продуктивного пласта скважин с использованием кремнийорганических соединений.

При проведении испытаний произведена закачка пескоукрепляющего состава разработанного ЗАО «Химеко-ГАНГ» в следующих количествах:

Скважина № 123 - 0,3 мЗ

Скважина № 126 - 0,7 мЗ

Обработка пескоукрепляющим составом проведена в период закачки газа в

Оценка эффективности крепления призабойной зоны продуктивного пласта скважин с использованием кремнийорганических соединений проведена по результатам работы скважин № 123 и № 126 Песчано-Уметского УПХГ в период отбора 2012-2013г.

Результаты работы скважин № 123 и № 126 Песчано-Уметского ПХГ после закрепления призабойной зоны пласта и работы в период отбора 2012-2013г. приведены в таблице № 1.

ПХГ.

Таблица №1.

№ скважины Максимальная производительность в период отбора 2012-2013 года/проектная рабочая производительность Количество дней работы скважин в период отбора 2012-2013 года на 04.03.2012г Наличие выносимых мех. примесей

123 234/190 44 Нет

126 263/190 40 Нет

Обработка скважин №№ 123, 126 была произведена в период закачки (третья декада июля 2012 г.). После обработки вышеуказанные скважины активно использовались в период отбора 2012/2013 гг. В силу технологических причин при отборе газа из Песчано-Уметского ПХГ скважины №№ 123,126 работали с максимальной производительностью 44 и 40 суток соответственно. Данный «жесткий» режим эксплуатации после крепления призабойной зоны позволил проверить качество проведенных работ в наиболее сложных условиях. Были получены хорошие результаты -высокая производительность, отсутствие выноса песка.

Как видно, из рис. 1 в результате применения данной технологии был

о

получен прирост производительности по скв. № 123 - 84 тыс. м /сут (234 тыс

3 3 3

м /сут), по скважине № 126 - 190 тыс. м /сут (263 тыс м /сут).

Скважина № 123 Скважина № 1 26

Рисунок 1. Анализ максимальной суточной производительности скважин ПХГ до и после закачки полимерного состава ХимекоП

Выводы:

1. Применение технологии крепления призабойной зоны пласта кремнийорганическими соединениями, разработанными ЗАО «Химеко-ГАНГ» на объектах подземного хранения газа позволяет уменьшить пескопроявление, продлить срок эксплуатации внутрискважинного оборудования, снизить затраты на проведение капитального ремонта скважин, увеличить производительностью скважин.

2. Применение технологии крепления призабойной зоны пласта кремнийорганическими соединениями, разработанными ЗАО «Химеко-ГАНГ», рекомендовать к применению на объектах подземного хранения газа.

Начальник отдела по контролю за

строительством и ремонтом скважин

Зам. начальника отдела пг» ^онтпптттп ^я

строительством и ремонтом сква:

Заместитель технического директора

ЗАО «Химеко-ГАНГ»