CC BY
32Актуальные проблемы нефти и газа ■ Вып. 1(16) 2017 ■ http://oilgasjournal.ru
УКРЕПЛЕНИЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН С ОДНОВРЕМЕННЫМ ОГРАНИЧЕНИЕМ ВЫНОСА МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ ПО ТЕХНОЛОГИИ «ИПНГ-ПЛАСТ 2»
Д. А. Каушанский, А.И. Цицорин, В.Б. Демьяновский, А.Н. Дмитриевский Институт проблем нефти и газа РАН e-mail: [email protected]
Введение
Механическая прочность песчаного коллектора в основном зависит от типа и состава цементирующего вещества, характеризующего устойчивость коллектора к разрушению в процессе эксплуатации. Физико-химическое воздействие на коллектор при эксплуатации скважин приводит к изменению фильтрационных и прочностных свойств пород, за счет растворения и размыва мелкодисперсного цементирующего вещества. Нагнетаемая дополнительно в продуктивный пласт через специальные скважины вода, наряду с функцией вытеснения нефти из продуктивного коллектора, производит механическое воздействие на сам коллектор, изменяя его фильтрационные и прочностные свойства. Это гидродинамическое воздействие может быть малым, но при учете его продолжительности (несколько лет), оказывается, что в итоге эффект может быть значительным.
Имеется большое количество публикаций, посвященных изучению переноса частиц породы при фильтрации, в которых показано, что основная масса твердых частиц выносится в добывающую скважину из пласта потоком жидкости [1-5].
Вынос частиц породы возникает за счет избыточного девиаторного напряжения. Основными параметрами, определяющими неустойчивость структуры порового пространства, являются депрессия на пласт, характеризующаяся разницей между пластовым и забойным давлением, а также избыточное растягивающее радиальное напряжение, когда градиент порового давления на стенке скважины превышает общий градиент радиального напряжения. По определению, разрушение породы в процессе размыва фильтрационным потоком, проявляющееся в виде отрыва и перемещения отдельных частиц и целых агрегатов внутри пор или трещин в нефтяном пласте под действием потока флюида, называется механической внутрипластовой суффозией. Механизм деструкции породы и вынос твердых частиц за пределы пласта сложен и зависит от пластовой энергии, структуры пластовой системы, состава и скорости фильтрации пластовой жидкости (табл. 1).
Таблица 1
Условия и механизм поступления твердых частиц в скважину
Условия Механизм поступления твердых частиц в скважину Состав твердых частиц
Режим эксплуатации скважины Размыв породы вследствие высоких скоростей фильтрации жидкости и разрушение скелета пласта под действием механических напряжений, возникающих вследствие образования воронки депрессии вокруг ствола скважины Средний минералогический состав: кварц - 66,8%, полевые шпаты -11,5%, глинистые минералы - 6,6%, ламонит - 1,8%, карбонаты - 11,1%, другие минералы - 2,2%. Твердость < 7 баллов по шкале Мосса (неабразивные частицы)
Реализация геолого-технологических мероприятий Нерастворимые мелкодисперсные частицы, фильтруемые в пласт в составе технологических жидкостей (растворы глушения, промывочные жидкости, дозируемые реагенты) при проведении текущего и капитального ремонта скважин; частицы проппанта, закачанные в скважину в ходе проведения интенсификации добычи пластового флюида (при гидравлическом разрыве пласта) Окислы железа, карбонаты кальция, железа, сульфат бария и др.; гранулообразный материал (проппант) в виде кварцевого песка, спеченного боксита (окись алюминия), керамических гранул. Твердость 9 баллов по шкале Мосса (абразивные частицы)
Неконтролируемый процесс выноса частиц породы из пласта при эксплуатации нефтяных скважин во многих случаях - основная причина аварийного состояния скважины, для ликвидации которого требуется проведение ремонтно-восстановительных работ по ликвидации песчаных пробок и восстановлению начальной проницаемости призабойной зоны скважины. Высокая концентрация твердых частиц в добываемой жидкости является причиной эрозионного и абразивного износа рабочих узлов насосно-компрессорного оборудования, для восстановления которого требуется остановка скважины, извлечение и ремонт изношенных элементов [6-10].
1. Методы защиты внутрискважинного оборудования при интенсивных
суффозионных процессах
Интенсивный вынос пластовых частиц в скважину оказывает негативное воздействие на стабильную эксплуатацию скважинного оборудования из-за засорения и износа его рабочих узлов и механизмов.
Эксплуатация скважин в осложненных условиях требует проведения специальных технических мероприятий, направленных на защиту скважинного оборудования и ограничение движения пластовых частиц в ствол скважины. В комплексе специальных мероприятий, повышающих эффективность работы оборудования в осложненных условиях, задействованы основные методы защиты оборудования, такие как установка внутрискважинных фильтров различной конструкции и обработка дезинтегрированной массы породы химическими составами (табл. 2).
Таблица 2
Методы защиты скважинного оборудования от воздействия механических примесей
Химические методы Механические методы (внутрискважинные фильтры)
Состав и физико-химические свойства хим. Соединений (диапазон пластовых температур применения состава Т, вязкость ц, механизм структурирования): - кремнийорганические соединения (Т=90 °С, ц>100сП, отвердитель); - конденсационные смолы на основе формальдегида (Т до 140 °С, ц=200-300 сП, отвердитель); - порообразователь уретанового предполимера (Т=120 °С, ц=0,6-0,7 сП, полимеризация) Способ установки внутрискважинных фильтров: - в составе УЭЦН* (на приеме), - под УЭЦН (связан с ПЭД**), - в скважине (на пакере), - над насосом ЭЦН*** Тип фильтрующего элемента (степень фильтрации, мкм): - поровый (40-600) - щелевой (50-300) - сетчатый (5-50) - просечной (80-350) - проволочный (100-600) - гравийный (от 100)
*УЭЦН - установка электроцентробежного насоса. **ПЭД - погружной электрический двигатель. ***ЭЦН - электрический центробежный насос.
Защита погружного оборудования в виде установки внутрискважинных фильтров различного исполнения имеет свои недостатки:
• снижение дебита скважин по причине дополнительного сопротивления фильтрующего элемента;
• для исключения кольматации фильтрующего элемента необходимо использовать подготовленные «чистые» жидкости глушения, что не всегда доступно в промысловых условиях;
• материал фильтра подвержен эрозионным и коррозионным локальным повреждениям;
• отсутствие конструктивной возможности рециркуляции противотоком заиленного фильтрующего элемента с целью восстановления проницаемости снижает срок эксплуатации фильтра;
• фильтрующий элемент не пригоден для ремонта [11-15].
В промысловой практике для борьбы с выносом твердых частиц породы применяются технологии, основанные на обработке призабойной зоны пласта (массы дезинтегрированных частиц) минерально-вяжущими соединениями различного химического состава на основе конденсационных и эпоксидных смол, кремнийорганических и др. соединений [16-20]. Основываясь на литературных данных и практическом опыте применения вышеперечисленных материалов, можно утверждать, что не все из применяемых методов и технологий показывают достаточно высокую эффективность. Сохранение проницаемости призабойной зоны пласта добывающих скважин с одновременным ограничением выноса частиц породы в скважину в течение продолжительного периода - условия успешности проведения работ.
Также предприятия нефтяного машиностроения разрабатывают и производят износостойкие погружные винтовые, электроцентробежные насосы для добычи нефти с высокой концентрацией механических примесей. Для обеспечения оптимальной эффективности и максимального межремонтного периода при работе в условиях повышенного абразивного воздействия твердых частиц применяются погружные насосы абразивостойкого компрессионного типа сборки.
Условия эксплуатации погружного оборудования при высокой концентрации механических примесей ограничены: для насосов обычного исполнения массовая концентрация твердых частиц составляет 0,2 г/л, насосов износостойкого исполнения -
2 г/л. При концентрации механических примесей более 1 г/л кроме эрозионного износа и вибрации часто наблюдается клин насосной установки. Содержание высокопрочных частиц, например, проппанта (твердость по шкале Мосса - 9 баллов) в составе механических примесей кратно снижает ресурс срока эксплуатации подземного оборудования, даже в износостойком исполнении.
2. Изучение гранулометрического состава механических примесей С целью уточнения возможности управления процессом суффозии через изменение механических свойств породы (структурирование) проведены исследования особенностей гранулометрического состава и степени неоднородности частиц, слагающих нефтяной коллектор. Для определения вещественного и гранулометрического состава механических примесей, выносимых в скважину в процессе эксплуатации, проведен ситовый анализ (согласно ГОСТ 12536) отобранных на устье проб механических примесей, выносимых в процессе эксплуатации нефтяных скважин. Пробы были отобраны на действующих нефтяных скважинах месторождений Каражанбас Северный, Северные Бузачи (РК), Барсуковское, Дыш (ОАО «НК «Роснефть», РФ) и направлены в лабораторию ИПНГ РАН. Значения результатов ситового анализа (рис. 1) показывают, что гранулометрический состав образцов механических примесей неоднороден. Вещественный анализ проб, отобранных в процессе эксплуатации нефтяных скважин, показал, что состав механических примесей различен, наблюдается содержание не только мелкокрупнозернистого кварцевого песка пластового происхождения, но и частиц проппанта, присутствующего в результате проведения операции по гидравлическому разрыву пласта (ГРП).
Рис. 1. Гистограмма распределения гранулометрического состава механических примесей, отобранных в процессе эксплуатации нефтяных скважин 4-х месторождений
3. Определение фильтрационно-емкостных характеристик образцов механических примесей до и после структурирования полимерными материалами по технологии «ИПНГ-ПЛАСТ 2»
В лаборатории физико-химических технологий в нефтегазодобыче ИПНГ РАН выполнены работы по изучению возможности управления процессом суффозии в нефтяных добывающих скважинах путем структурирования дезинтегрированной массы породы (кварцевого песка) по разработанной технологии «ИПНГ-ПЛАСТ 2» [21-24]. Применительно к осложненным условиям механической добычи нефти были сформулированы следующие требования: снижение выноса в скважину кварцевого песка на 70-100% и сохранение или снижение проницаемости призабойной зоны скважины не более чем на 15-20%.
Ниже приведены результаты исследования (на специально разработанном лабораторном комплексе) фильтрационно-емкостных характеристик образцов искусственных кернов, созданных на основе механических примесей, отобранных на действующих нефтяных скважинах месторождений Каражанбас Северный, Северные Бузачи (РК), Барсуковское, Дыш (ОАО «НК «Роснефть», РФ) до и после структурирования полимером по технологии «ИПНГ-ПЛАСТ 2» (табл. 3).
Таблица 3
Результаты исследования фильтрационно-емкостных характеристик образцов
искусственных кернов
Наименование месторождения Средний размер Ср. значение проницаемости образца, мкм2 Ср. значение прочности структурированных образцов, МПа
частиц, мм (050) до структурирования после структурирования
Барсуковское Скв. 1 Скв. 2 Скв. 3 Скв. 4 0,8 0,11 1,05 0,11 1,15 1,08 4,2 0,98 1,13 0,85 3,99 0,83 1,39 1,64 1,01 1,76
Каражанбас Северный 0,11 0,33 0,21 1-2
Дыш 0,45 0,71 0,56 2,5
Северные Бузачи 0,21 0,94 0,78 1-2
4. Спецификация внутрипластового полимерно-песчаного фильтра
«ИПНГ-ПЛАСТ 2» применительно к нефтяным добывающим скважинам
Техническим заданием «Разработка технологии ограничения пескопроявления в нефтяных скважинах на основе полимерных материалов» предусмотрены требования к результатам работ: породообразующий фильтр должен одновременно обладать механической прочностью и достаточной фильтруемостью для потоков нефти, жидкости «нефть-вода».
Применительно к условиям эксплуатации нефтяных скважин были предъявлены определенные требования к скважинам - кандидатам для проведения работ по ограничению выноса механических примесей из пласта путем структурирования коллектора в призабойной зоне (создание внутрипластового полимерно-песчаного фильтра) по технологии «ИПНГ-ПЛАСТ 2»:
• содержание механических примесей в добываемой жидкости более 50-100 мг/л;
• тип коллектора - терригенный поровый, слабосцементированный;
• пластовое давление от 10 до 350 атм, температура до 120 оС;
• эффективная мощность пласта от 3 до 20 м;
• суммарная перфорационная мощность 3-20 м;
• коэффициент пористости до 0,2-0,4;
• проницаемость пласта 0,02-1,5 Д;
• обводненность добываемой нефти до 95%.
Предложенный способ ограничения выноса механических примесей отличается высокой технологичностью за счет сокращения времени проведения работ на скважине и минимального использования стандартного промыслового оборудования. Скважино-операция занимает не более 2-3 часов с учетом подготовительных работ по расстановке техники, обвязки и приготовления рабочей жидкости.
Порядок проведения работ на нефтяной скважине по технологии «ИПНГ-ПЛАСТ2»
1. Подъем подвески насосно-компрессорной трубы (НКТ) с внутрискважинным оборудованием.
2. Спуск компоновки НКТ с пером, промывка песчаной пробки (при наличии), отбивка забоя.
3. Подъем колонны НКТ, смена компоновки, спуск компоновки НКТ с пакером.
4. Расстановка и обвязка техники.
5. Закачка буферной жидкости в интервал перфорации призабойной зоны пласта.
6. Закачка рабочего раствора на основе предполимера.
7. Специальная обработка для освобождения порового пространства от избытка раствора и формирования полимерно-песчаной структуры.
8. Выдержка на реагирование.
9. Запуск скважины в эксплуатацию.
В процессе исследования физико-химических свойств структуры внутрипластового полимерно-песчаного фильтра были лабораторно определены основные технические характеристики (табл. 4), которые приведены для следующих параметров структурированного полимером образца кварцевого песка (высота - 35 мм, диаметр -30 мм, размер фракции - 0,1-0,25 мм).
Таблица 4
Технический паспорт модельной системы полимерно-песчаного фильтра (по результатам лабораторных тестов)
Показатель Значение
Термостойкость полимерно-песчаной структуры, °С не менее 120*
Механическая прочность фильтра на сжатие, МПа 5-6
Снижение проницаемости, Дарси не более 15-20%
Межремонтный период эксплуатации фильтра, мес. 12-48 с возможностью реструктурирования**
Коррозионная устойчивость Да
* по результатам лабораторных тестов.
** по результатам внедрения на газовых скважинах.
ЛИТЕРАТУРА
1. Николаевский В.Н. Геомеханика и флюидодинамика. М.: Недра, 1996. 447 с.
2. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. 211 с.
3. Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти: Пер. с англ. и фр. / Под. ред. В. Мори и Д. Фурментро. М.: Мир, 1994. 416 с.
4. Кондратьев В.Н. Фильтрация и механическая суффозия в несвязных грунтах. Симферополь: Крымиздат, 1958. 75 с.
5. Никифоров А.Н., Садовников Р.И., Никифоров Г.А. О переносе дисперсных частиц двухфазным фильтрационным потоком // Вычислительная механика сплошных сред. 2013. Т. 6, № 1. С. 47-53.
6. Зотов Г.А., Динков А.В., Черных В.А. Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах. М.: Недра, 1987. 172 с.
7. Пятахин М.В. Геомеханические проблемы при эксплуатации скважин. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. 266 с.
8. Айткулов А. У., Ажиханов Н.Т., Турымбетов Т.А., Жолбасарова А. Т. Влияние объемов добываемого песка совместно с нефтью на рабочую депрессию // Нефтегазовое дело. 2013. Т. 11, № 4. С. 64-67.
9. Курочкин М.С., Ахметгареев Р.Ф. Эксплуатация скважин, осложненных повышенным выносом песка на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» // Инженерная практика. 2014. № 3. С. 4-12.
10. Савочкин А.В. Эксплуатация скважин, осложненных повышенным выносом песка, на месторождениях ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» // Инженерная практика. 2014. № 2. С. 24-34.
11. Пирвердян А.М. Защита скважинного насоса от газа и песка. М.: Недра, 1986.
120 с.
12. Бутко О.Г., Скуин Б.А. Методы борьбы с пескопроявлениями при эксплуатации нефтяных скважин // Обз. информ. Сер.: Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. № 3. 46 с.
13. Насосная эксплуатация: борьба с влиянием мехпримесей при механизированной добыче (Редакционная статья) // Инженерная практика. 2010. № 4. С. 44-55.
14. Штурн Л.В., Кононенко А.А., Денисов С.О. Отечественные фильтры для заканчивания скважин // Территория нефтегаз. 2010. № 6. С. 57-61.
15. Гаврилко В.М., Алексеев В.С. Фильтры буровых скважин. М.: Недра, 1985. 334 с.
16. Басов С.Г. Опыт борьбы с мехпримесями в ООО «РН-Юганскнефтегаз» // Инженерная практика. 2011. № 11-12. С. 22-25.
17. Камалетдинов Р.С. Обзор существующих методов борьбы с мехпримесями // Инженерная практика. 2010. № 2. С. 6-13.
18. Аксенова Н.А., Овчинникова Н.В. Методы предотвращения выноса песка в скважину и их классификация // Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири: Сб. тез. докладов XIII науч.-практ. конф. молодых уч. и спец. Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2004. С. 185-187.
19. Михайлов А.Г., Ягудин Р.А., Стрижнев В.А., Рагулин В.В., Волгин В.А. Комплексная защита скважинного оборудования при пескопроявлении в ООО «РН-Пурнефтегаз» // Территория нефтегаз. 2010. № 12. С. 84-89.
20. Цицорин А.И., Демьяновский В.Б., Каушанский Д.А. Химические методы ограничения выноса песка в нефтяных и газовых скважинах [Электронный ресурс] // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика: Электрон. науч. журн. 2014. № 2(10). 8 с. -Режим доступа: http://oilgasjournal.ru (Дата обращения 04.08.2017).
21. Каушанский Д.А., Цицорин А.И., Дмитриевский А.Н., Демьяновский В.Б., Щербаков Д.П. Изучение прочностных и фильтрационных свойств образцов кернов, структурированных уретановым предполимером // Нефтяное хозяйство. 2016. № 3. С.105-107.
22. Каушанский Д.А., Дмитриевский А.Н., Цицорин А.И., Демьяновский В.Б. Физико-химические и реологические свойства состава «ИПНГ-ПЛАСТ 2» для ограничения выноса механических примесей в нефтяных скважинах // Нефтяное хозяйство. 2015. № 4. С. 84-87.
23. Демьяновский В.Б., Каушанский Д.А., Дмитриевский А.Н., Цицорин А.И. Пат. RU 2558831 C1. Способ повышения добычи углеводородов путем ограничения выноса песка в нефтяных и газовых скважинах. № 2014120882/03; Заявл. 23.05.2014; Опубл. 10.08.2015 // Изобретения. Полез. модели. Бюл. № 22. - Режим доступа: http://www1.fips.ru
24. Каушанский Д. А., Демьяновский В.Б., Цицорин А.И., Киляков В.Н., Москвичев В.Н. Изучение профиля распределения внутрипластового фильтра в газовой скважине Уренгойского месторождения методом радонового индикатора // Наука и техника в газовой промышленности. 2014. № 2(58). С. 23-26.
