CC BY
65УДК 622.276
Л.А. Магадова, д.т.н., профессор; Н.Н. Ефимов, к.т.н; В.Б. Губанов, к.т.н.; В.А. Нескин;
М.В. Трофимова, к.т.н., кафедра технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина
РАЗРАБОТКА КОМПОЗИЦИИ ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА В СКВАЖИНАХ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА
Процесс разрушения пласта-коллектора, сложенного слабосце-ментированными породами, приводит к выносу песка в скважину, 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, к износу внутрискважинного и наземного оборудования.
Для ликвидации последствий разрушения применяют химические методы, основанные на искусственном закреплении призабойной зоны пласта смолами. В лабораториях научнообразовательного центра (НОЦ) промысловой химии при РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина разработана новая композиция на кремнийорганической основе, показавшая свою эффективность в борьбе с пескопроявлениями на скважинах.
Подземное хранилище газа (ПХГ) -это комплекс инженерно-технических сооружений в пластах коллекторах геологических структур, предназначенных для закачки, хранения и дальнейшего отбора газа. Надежность и эффективность ПХГ во многом зависят от состояния пласта-коллектора и тех геологических процессов, которые происходят в призабойной зоне пласта (ПЗП). В этом плане особую роль играют скважины и их состояние [1].
Скважина является основным элементом (инженерным сооружением) при разработке ПХГ, выполняющим функции транспорта газа при закачке и отборе. Конструкция скважины и состояние ее ствола, его крепь, ПЗП формируются и сооружаются с участием человека с
использованием различных технологических приспособлений, оборудования, химических реагентов, тампонажных растворов, которые должны обеспечить герметичность и надежность скважины.
Накопленный опыт эксплуатации подземных хранилищ газа показывает, что в ряде случаев пласт-коллектор, сложенный слабосцементированными породами, разрушается. Вследствие этого в процессе эксплуатации ПХГ в течение длительного времени возрастает опасность выноса большого количества песка. Это ведет к образованию глинисто-песчаных пробок на забое и в насосно-компрессорных трубах, снижению дебитов природного газа. Также из-за большого содержания механических примесей в добываемой продукции существенному износу подвергается внутрискважинное и наземное оборудование. Нередко в совокупности это приводит к аварийным ситуациям и остановкам работы скважин, в результате чего требуется проведение капитального ремонта на таких скважинах [1].
Существует [2] классификация причин разрушения коллектора и выноса песка разделением их на три основные груп-
пы, исходя из условий возникновения: геологические (особенности залегания пласта-коллектора, л итология), технологические (условия вскрытия пластов и эксплуатации скважин) и технические (конструкция забоя).
Геологические: глубина залегания пласта и пластовое давление; горизонтальная составляющая горного давления; степень сцементированно-сти породы пласта, ее уплотненность и естественная проницаемость; характер добываемого флюида и его фазовое состояние; характеристика пластового песка (угловатость, глинистость); внедрение подошвенных вод в залежь и растворение цементирующего материала; продолжительность выноса песка.
Технологические: дебит скважины; величина репрессии и депрессии на пласт; ухудшение естественной проницаемости (скин-эффект); фильтрационные нагрузки и нарушение капиллярного сцепления песка.
Технические:конструкция забоя;поверхность забоя, через которую происходит фильтрация (интервал вскрытия
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ разработка месторождений \\ 63
пласта, открыты или закупорены перфорационные каналы и т.д.).
основными факторами, влияющими на процесс разрушения призабойной зоны пласта, являются:
• нарушение режима закачки и отбора газа;
• поступление подошвенных вод в продуктивную часть залежи;
• действие буровых и кислотных растворов на цементирующий материал, скрепляющий зерна песка. Последствия выноса песка приводят: к снижению дебита из-за образования песчаных пробок; к разрушению обсадных колонн и фильтров (в результате уплотнения пород, проседания земной поверхности, абразивного износа и эрозии); к затратам на ликвидацию аварий; очистку добытого продукта от песка и его утилизацию.
В настоящее время наиболее рациональными путями борьбы с выносом песка являются: разработка технических и технологических решений по предупреждению обводнения скважин; создание новых конструкций забоя скважин; регулирование технологического режима эксплуатации скважин.
основные методы эксплуатации пескопроявляющих скважин можно условно разделить на две группы:
• методы эксплуатации скважин с выносом песка на поверхность;
• методы эксплуатации с предотвращением выноса песка из пласта.
Для первой группы методов характерным является применение различных технико-технологических решений по обеспечению очистки добываемого пластового флюида от песка на устье или на забое.
Более эффективны методы борьбы с пескопроявлениями, в основе которых лежит принцип предотвращения выноса песка в скважину. С этой целью применяются химические, физикохимические, механические методы и их комбинации для крепления пород пласта в призабойной зоне скважин.
К механическим методам относятся противопесочные фильтры различной конструкции - гравийно-намывные,
каркасно-гравийные, многослойные сетчатые, гравийно-набивные и др. физико-химические методы закрепления коллекторов основаны на применении физических (температура, перепады давления и т.д.) и химических (химреагенты и продукты реакции) методов - коксование нефти в призабойной зоне, обработка призабойной зоны пласта реагентами с последующей термической обработкой.
химические методы основаны на искусственном закреплении призабойной зоны пласта (ПЗП) смолами, цементом с соответствующими наполнителями и полимерными композициями.
Технологические методы - особенности вскрытия и эксплуатации скважин: метод ограничения депрессии на пласт; водоизоляция подошвенных вод.
При выборе способа борьбы с выносом песка в скважину учитывается ряд факторов. Большое значение имеет конструкция забоя скважин. При заканчи-вании скважин с открытым забоем, как правило, используются механические или комбинированные способы. Химические методы закрепления песка применяются в основном в новых скважинах, где еще не успели образоваться каверны из-за выноса песка. При выборе способа борьбы с выносом песка учитываются температурные ограничения. Для химических методов допускаемые пределы температур составляют 16-175 °С, для механических методов таких ограничений нет, кроме тех случаев, когда при образовании набивок используются нефть или загущенные растворы.
Анализ отечественных разработок и патентных публикаций на данную тему показал наличие большого числа химических методов, применяемых для решения проблемы выноса песка, однако в зависимости от технологических и геологических параметров скважины эффективность их сильно отличается.
В целом [3] успешность работ по креплению призабойной зоны остается низкой и составляет 50-60%, велика продолжительность и стоимость одного ремонта.
Анализ промыслового материала показывает, что успешность крепления
призабойной зоны скважин зависит от точного соблюдения технологии.
основными нарушениями при креплении призабойной зоны скважин различными крепящими составами являются:
• несоблюдение рецептуры крепящего состава;
• несоответствие свойств выбранного состав геолого-техническим условиям скважины (температура в зоне крепления, проницаемость пород,обводненность нефти и др.);
• низкая приемистость скважин;
• отсутствие промывки (очистки) от песка скважины перед ее креплением;
• промывка скважины после окончания процесса крепления производится в недостаточном объеме;
• отсутствие анализов на содержание механических примесей (песка) в добываемой продукции до и после крепления призабойной зоны;
• глушение скажины перед креплением призабойной зоны осуществляется без учета сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта. Проблема борьбы с выносом песка осложняется тем, что борьбу с песком начинают вести па поздней стадии эксплуатации скважин, когда призабойная зона уже сильно дренирована и наблюдаются частью пробкообразова-ния. В то же время известно, что проведение работ по креплению призабойной зоны на этапе заканчивания скважин бурением или в начальный период эксплуатации (через 1-3 месяца после выхода из бурения) дает наиболее хорошие результаты (позволяет получить успешность работ, равную 70-90%).
На сегодняшний день отечественные и иностранные компании активно применяют химические методы предотвращения выноса песка в скважины, которые основаны на использовании полимерных композиций, смесей цемента с различными наполнителями, эпоксидных, фурановых, фенольных и фенолфор-мальдегидных смол, а также смеси их с песком. При проведении операций в скважину закачивается последовательно ряд жидкостей, каждая из которых выполняет свою функцию. Так, спирты используют для растворения смолистых веществ; дизельное топливо позволяет
64 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕШТЕГАЗ \\
\\ № 5 \\ май \ 2012
сохранить проницаемость пласта; смола, катализатор и отвердитель образуют каркас между песчинками слабосце-ментированной породы.
В научно-исследовательском и проектном институте «ТатНИПИнефть» [4] разработан и запатентован способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин, основанный на закачке полимерного состава, на основе смеси карбамидоформальде-гидной и ацетонформальдегидной смол с добавками алюминиевой пудры и 1015%-ного раствора соляной кислоты. 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 образованию пористого камня, обладающего высокой проницаемостью.
Известна [5] технология укрепления призабойной зоны пласта цементно-соляно-керамзитовой смесью, для приготовления которой используют тампонажный цемент, жидкость для затворения цемента, дизтопливо и
фракцию керамзита. В состав жикости затворения входят: 20%-ный раствор ССБ, дубовый экстракт, ПАВ и хлористый кальций. ССБ и дубовый экстракт используются как пластификаторы цементного раствора, хлористый кальций -для компенсации влияния замедлителей на твердение цемента, каковыми в данном случае являются ССБ и дубовый экстракт. Особенность ЦСКС - высокая концентрация твердого наполнителя и возможность образования хорошо проницаемого камня. «АзНИПИнефтью» разработана технология крепления и состав на цементнокарбонатной основе (ЦКС), в который входят: портландцемент тампонажный, карбонатный песок, соляная кислота, нефть, вода и чистый кварцевый песок. Нефть, входящая в состав жидкости затворения ЦКС, является замедлителем начала схватывания бетона и увеличивает продолжительность действия соляной кислоты на карбонатное вещество. Техническая вода используется для затворения ЦКС и в качестве про-давочной жидкости. Эффективность обработки зависит главным образом от качества и количества ЦКС и темпа его
нагнетания в пласт, которые определяют условия формирования в призабойной зоне пласта относительно прочного и проницаемого экрана.
Существует [6] способ крепления кавернозной призабойной зоны пласта вспененными смолами, заключающийся в том, что закачиваемую в призабойную зону фенолформальдегидную смолу приводят во вспененно-проницаемое отвердевшее состояние. Это происходит после смешения смолы с вспенивателем-отвердителем, состоящим из смеси бензосульфокислоты, диэтиленгликоля и ортофосфорной кислоты. В процессе реакции на забое образуется проницаемый пенопласт, увеличивающийся в объеме в 5-6 раз по сравнению с исходным, заполняющим полностью каверну и всю фильтровую часть скважины. Таким образом, устраняются все условия для дальнейшего разрушения призабойной зоны. За счет увеличения объема при вспенивании снижается расход смолы в 3-4 раза. Вспененная смола выходит за пределы фильтра, предупреждая дальнейшее обрушение кровли эксплуатационного объекта.
ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ
КОПЕЙСКИЙ ЗАВОД ИЗОЛЯЦИИ ТРУБ
нлнн іниі: лмінкоррошімиімч і к ікгмшії (двух-и трёхслойиых> на основе
ЭКСТРУДИРОВАННОГО ПОЛИЭТИЛЕНА НА НАРУЖНУЮ поверхность СТАЛЬНЫХ ТРУБ ДИАМЕТРОМ ОТ 15? ДО 1420 ММ.
ИШСЕННЕЛАКОШСОЧІ1МХ ПОКРЫТИИ НА НАРУЖНУЮ И ВНУТРЕННЮЮ ПОВЕРХНОСТЬ СТАЛЬНЫХ ТРУК ДИАМЕТРОМ ОТ 1,41 ДО 1420ММ. ДЛЯ ПОДЗЕМНЫХ И НА 1КМНЫХ ТР> КОПРІЇВОДОВ Н СООТВ£Т( I ВИН С ПРОЕКТОМ ИЛИ ТРЕБОВАНИЯМИ ЗАКАЗЧИКА.
тюк Ні. і IIIН і I НУ I М\ ОГВОД ОН МЕТОДОМ ХОЛОДНОГО ГНУТЬЯ Ні СТАЛЬНЫХ ТРУБ ДИАМЕТРОМ ОТ 219 ДО І420ММ
< К 1511. и. 11 :и К .. В СОБСТВЕННОЙ ЛАБОРАТОРИИ л> и-М пронед 1АШН:
- НЕРАЗРУШАЮЩЕГО УЗК и РЕНТГЕНОГРАФИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ и ПРОКАТА; -СПЕКТРАЛ І.НОГО АІI АЛИ ЗА ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА МЕТАЛЛА;
-МЕХАНИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ;
- Г ИД ГО ИСПЫТАНИЙ ТРУБ ДИАМЕТРОМ 720 И 1020 ММ.
ВОССТАНОВИ Е1 [И Е ТРУ 1> ВКЛЮЧАЕТ В СЕБЯ:
- ОЧИСТКА ОТ НАРУЖНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ТРУБ Б/У ГИДРОКЛИНЕРОМ;
- ВНУТРЕННЯЯ ОЧИСТКА ТРУБ Б/У;
- ВИЗУАЛЬНОИЗМ ЗРИТЕЛЬНЫЙ КОНТРОЛЬ;
- МЕХАНИЧЕСКАЯ Н ОГНЕВАЯ ТОРЦОВКА КОНЦОВ ТРУБ:
- РЕМОНІ КОРРОЗИОННЫХ ДКФЕКТОК;
- НЕ РАЗРУШ АЮЩИ Й КОНТРОЛ Ь;
- ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА И МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ.
.....і. II11III і і. ИЗ Т РУ БЫ, 1И 1МЕТРОМ 159-1420 ММ, ДЛЯ ИСПОП.ЗОЙЛНИЯ В ( I РОИТ К. 11,(1 НЕ
ЖИЛЫХ И НЕЖИЛЫХ ПОМЕЩЕНИИ, ДОРОЖНЫХ И ПОРТОВЫХ СООРУЖЕНИЙ, Л ТАКЖЕ В КАЧЕС ТВЕ ОПОР ДЛЯ ПРИМЕНЕНИЯ, КАК В ГРУНТЕ, ТАК И В ПРИБРЕЖНОЙ ЗОНЕ С ПОГРУЖЕНИЕМ В ВОДУ
ВСЯ ПРОДУКЦИЯ ООО «КОПЕЙСКИЙ ЗАВОД ИЗОЛЯЦИИ ТРУБ» СЕРТИФИЦИРОВАНА В СООТВЕТСТВИИ <; ГОСТ р нСО 5*01-2001 и Сто Газпром чОін-ЮО і. ПРЕДПРИЯТИЕ ИМЕЕТ СЕРТИФИКАТ «ТРАНССЕРТ». прон шодсгио нлооо «копкім мій їлиод піп. іяціш гр> ь..ос шествляется ііл ііс повапни Щ СОГЛАСОВАННЫХ ОАО «ВНИИСТ* Н ООО «В НИН ГАЗ».
ЧЕЛЯБИНСКАЯ ОБЛ., Г. КОПЕЙСК, УЛ. МЕЧНИКОВА, I ТЕЛЕФОН/ФАКС; {35139) 20*981, (35139) 20-9*1 Е-МАІІ.: KZir@KZiT.RU \\ \\ \V.KZ1T.RI
на правах рекламы
Таблица 1. влияние состава композиции на коэффициент восстановления проницаемости и вынос песка
№ опыта состав композиции, % масс. проницаемость по воде, мкм2 Коэффициент восстановления проницаемости, р вынос песка
Смола Отвердитель Ксилол До обработки После обработки
1. З5 1,75 6З,25 0,4421 0,5084 1,15 Да (2/3 от длины модели)
2. 40 2 58 0,5867 0,5867 1,05 Да (1/3 от длины модели)
З. 50 2,5 47,5 0,5281 0,5559 1,0 Нет
На сегодняшний день разработано и внедрено множество технологий крепления призабойной зоны пласта с помощью синтетических смол. Однако не все из них показывают достаточно высокую эффективность укрепления породы при одновременном сохранении проницаемости пласта. Основное отличие данных композиций друг от друга заключается в использовании в зависимости от типа смолы различных наполнителей, которые определяют качество образуемого полимерного фильтра, его проницаемость и время отвердевания.
Известны составы на основе смеси фенолрезорциноформальдегидной смолы, карбоната аммония, жидкого отвердителя и гидрофобного раствора [7], а также композиции, содержащие карбамидную смолу, хлористый аммоний, нитрит натрия и воду [8]. Научно-производственной фирмой «Нитпо» разработан полимерный состав, включающий мочевиноформаль-дегидную смолу (КФЖ, М-70), реагент АКОР (отвердитель) и воду [3]. Существует способ обработки подземной формации, включающий закачку состава, содержащего эпоксидную смолу, алифатический и/или ароматический амин и растворитель на основе гликолевого эфира и керосина, в состав которого также дополнительно вводят полиэтиленгликоль [9].
Наибольшее применение среди химических методов борьбы с пескопрояв-лением в скважинах нашли те, в основе которых лежит крепление призабойной зоны пласта с помощью композиций, в состав которых входят синтетические смолы, что обусловлено их высокой способностью склеивать частицы породы и образовывать прочный и, главное, проницаемый каркас. С этой целью нами была использована композиция,
в состав которой входили полифунк-циональная кремнийорганическая смола в органическом растворителе и отвердитель.
Экспериментальное исследование состава проводилось в лаборатории моделирования пластовых процессов РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина на фильтрационной установке высокого давления HP-CFS. В лабораторных условиях при комнатной температуре были выполнены испытания данного состава по оценке влияния его закачки на фильтрационно-емкостные свойства пористой среды призабойной зоны газовой скважины.
Моделью пласта служила насыпная модель длиной 22,4 см и внутренним диаметром 4,71 см2. Для получения заданной проницаемости пористой среды использовали молотую втече-ние определенного времени фракцию кварцевого песка. После набивки модели песком она насыщалась водой, и определялось значение коэффициента проницаемости по воде. Затем в модель закачивали два поровых объема полимерного состава и продували воздухом в течение 48 часов для полного отверждения состава.
После продувки модель вновь насыщалась водой, и определялось конечное значение коэффициента фазовой проницаемости по воде. По полученным значениям коэффициента проницаемости до и после обработки рассчитывался коэффициент восстановления проницаемости. На заключительном этапе определяли наличие или отсутствие выноса песка при избыточном давлении до 5,0 МПа. Полученные результаты представлены в таблице 1.
Сущность действия данной композиции на основе раствора кремнийорганиче-ской смолы в растворителе с добавками отвердителя заключается в следующем:
при прокачке состава в пласт происходит адгезия молекул кремния, входящих в состав полиорганосилоксанов, с частицами песка прилегающей породы, в результате чего они плотно склеиваются друг с другом и образуют объемную полимерную сетку. Добавка отвердителя позволяет прочно закрепить данную структуру, а последующая продувка газом удаляет избыток растворителя и ускоряет формирование полимерного фильтра. В результате образуется пространственная трехмерная сетка, характеризуемая высокой механической прочностью и проницаемостью по газу. Данная структура обладает стойкостью к воздействию кислот и щелочей и не разрушается под действием воды и пластовых температур.
При этом в ходе химического взаимодействия происходит гидрофобизация породы, что, согласно общепринятым представлениям, придает водоотталкивающие свойства пористой среде, в результате чего должны снижаться фазовая проницаемость для воды в обработанной части коллектора и объем воды, поступающей в скважину. Однако механизм влияния процесса гидрофо-бизации на фильтрационные свойства проницаемой породы в действительности оказывается более сложным.
С одной стороны,гидрофобность поверхности капилляров препятствует проникновению в них воды, и дополнительное сопротивление движению воды определяется некоторым начальным пороговым значением капиллярного давления, которое для пород коллекторов составляет 0,01 МПа. С другой стороны, при двухфазной фильтрации в насыщенной пористой среде капиллярные силы влияют на распределение фаз по поровому объему следующим образом: несмачивающая фаза размещается в основном в более крупных
66 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
\\ № 5 \\ май \ 2012
порах, смачивающая - в более мелких. Следовательно, при одной и той же во-донасыщенности среды относительная фазовая проницаемость для воды в гидрофобной породе должна быть выше, чем в негидрофобной, а относительная фазовая проницаемость для углеводородной фазы должна снижаться, что
подтверждается многими экспериментами по многофазной фильтрации в пористых средах [10].
В нашем случае это приводит к тому, что относительная фазовая проницаемость для воды увеличивается, а для углеводородной фазы (природного газа) незначительно снижается. При
этом достигается главный результат -укрепление призабойной зоны пласта и предотвращение выноса песка за счет формирования прочного полимерного фильтра, не разрушающегося под действием воды и больших депрессий и обладающего высокой проницаемостью по газу.
Литература:
1. Гасумов Р.А., Гасумов Э.Р. Современные представления о механизме разрушения призабойной зоны пласта и образования глинисто-песчаных пробок// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2011. - №12. -С. 26-28.
2. Аксенова Н.А. Исследование и разработка техники, технологии заканчивания скважин с неустойчивыми коллекторами: дис. кан. тех. наук - Тюмень, 2004.
3. Строганов В.М., Дадыка В.И., Гилаев Г.Г., Гиринский Ю.В., Корниленко Ю.В. Состояние и развитие работ в области крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин/ http://www.nitpo.ru.
4. Патент РФ №2387806. Способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин.
5. Патент РФ № 2183724. Способ восстановления призабойной зоны пласта газовой скважины.
6. Басарыгин Ю.М. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации. Т. 5, 2003. - С. 207.
7. Патент РФ №2352604. Состав для повышения нефтеотдачи пласта.
8. Патент РФ №2352764. Способ крепления призабойной зоны пласта.
9. Патент РФ №2015304. Способ обработки подземной формации.
10. Свалов А.М. Влияние капиллярных сил на процесс обводнения добывающих скважин // Нефтяное хозяйство. -2009. - №10. - С. 64-67.
Ключевые слова: крепление призабойной зоны пласта, пескопроявление, кремнийорганическая смола.
Видеть больше!
Новый тепловизор 1е81о 885:
создавайте термограммы наивысшего разрешения на безопасном расстоянии от объекта.
>№е теавиге К.
Тепловизор Іевіо 885 идеально подойдет для:
- определения уровня жидкости в резервуарах
- диагностики состояния электрооборудования
- обнаружения утечек из газопроводов
- поиска энергопотерь
• Качество изображения с технологией ЗирегПезоІиНоп 640x480 пикселей и температурная чувствительность < 30 мК •Расширение диапазона измерений до 1200 °С (с высокотемпературной опцией) •Автоматическое распознавание места замера и сохранение снимков
ООО Тэсто Рус • (495) 221-62-13 • info@testo.ru
