Методы предупреждения разрушения призабойной зоны пласта

ГЛАВА 4

 

ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ПЕСКОВАНИЯ СКВАЖИН

 

Причины разрушения призабойной зоны продуктивных пластов

Газовые и газоконденсатные месторождения севера Западной Сибири, такие как Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, находятся на позд­ней стадии разработки. Такая стадия сопровождается снижением плас­тового давления, обводнением ПЗП конденсацион­ными и пластовыми водами, интенсивным выносом механических при­месей в ствол скважины, образованием глинисто-песчаных пробок на забое и в стволе НКТ, гидратным режимом ра­боты шлейфов, снижением рабочих дебитов. Наличие механических примесей и жидкости в добываемом газе подвергает коррозионному износу внутрискважинное и наземное оборудование и является домини­рующим фактором выхода эксплуатационных скважин из действующего фонда. Поэтому предотвращение разрушения ПЗП и ис­ключение выноса пластового песка в ствол скважин особенно остро сто­ит при эксплуатации газовых месторождений Западной Сибири, считающихся приоритетными по объему добываемого природного газа [2].

При разработке технологических жидкостей и технологии крепле­ния слабосцементированных пород призабойной зоны пласта необходи­мо отметить, что механизм ее разрушения представлен широким много­образием причин, ведущих к интенсификации выноса пластового песка в ствол скважин, и обуславливается геологическими, техническими, техно­логическими, физико-химическими и механическими факторами [69 - 72].

Применительно к условиям эксплуатации газовых скважин сеноманской залежи месторождений Западно-Сибирского региона механизм воздействия различных факторов на призабойную зону пласта изучен недостаточно и поэтому первоочередными задачами борьбы с пескопроявлениями является изучение факторов, действующих на гра­нице скважина-пласт, установление механизма разрушения горных по­род продуктивного горизонта.

При разработке Уренгойского и Ямбургского НГКМ основные причины осложнений, возникающие при добыче газа, связаны с естественными процессами, влияющими на изменение состояния пласта-коллектора и ведущими к ее разрушению. Эксплуатация месторождений, находящихся на завершающей ста­дии разработки, сопровождается снижением пластового давления, как это показано на примере Ямбургского НГКМ (рис. 4.1).

Падение пластового давления ведет к увеличению эффективного сжимающего давления и напряжений в приствольной зоне продуктивно­го пласта, к изменению порометрических характеристик продуктивного интервала. Увеличение эффективного сжимающего давления в призабойной зоне пропорционально снижению пластового давления [73]. На­личие порового цемента ведет к тому, что при изменении пластового давления в процессе эксплуатации происходит ощутимая деформация пород коллектора.

 

 

 

 

Номер газового промысла

 

Рис. 4.1. Профили пластового давления по Ямбургскому НГКМ

 

Вследствие изменений структуры породы снижаются силы сцепления между песчаными частицами. В результате изменения структуры пласта снижается коэффициент проницаемости. При посто­янном градиенте давления потока газа происходит значительное увели­чение скоростей его движения, что в совокупности с другими факторами усугубляет процесс разрушения скелета породы.

По мнению специалистов газопромыслового управления ООО «Газпром добыча Уренгой», в начальный период эксплуатации в скважинах разрушения продуктивных коллекто­ров не происходило, так как депрессия на пласт не превышала предель­ной ее величины для данного типа коллекторов. Для суперколлекторов пре­дельная величина составляла      0,5-0,6 МПа, для более плотных коллекторов 1,0-1,2 МПа. При увеличении объемов добычи газа до 300-400 млн м³ и более, а также при наличии скопившихся конденсационных вод ПЗП разрушается при депрессии 0,3 МПа. В условиях по­ступления пластовой воды разрушение призабойной зоны происходит при меньших объемах накопленной добычи и депрессии 0,1 МПа. По мере роста объема накопленной добычи газа, увеличения водопритока, снижения пластового давления величина предельной депрессии снижа­ется [74].

В период падающей добычи в связи с закономерными проявления­ми естественных признаков «старения» месторождений большое коли­чество скважин работают с выносом механических примесей на всех ре­жимах исследований (по Уренгойскому НГКМ - 57 %, по Ямбургскому НГКМ - 27 %). Осложнения, связанные с разрушением призабойной зоны и выносом пластового пес­ка в ствол эксплуатационных скважин Уренгойского НГКМ, начали проявляться с 1990-1991 гг. [75 - 78]. Уже в 1994 г. (на основании результатов исследова­ний специалистов ВНИИГАЗа) по 881 эксплуатационным сеноманским скважинам установлено, что вынос пластового песка в количестве выше 5 г/сут присутствовал в 504 скважинах [79]. Механизм выноса таких фракций описан в работе [80] на основе физической модели псевдосжи­жения. Условие выноса мелких фракций – зависит от соотношения градиента сил тре­ния и градиента силы тяжести (они должны быть равны).

На основании результатов промысловых исследований работы газо­вых скважин Уренгойского и Ямбургского НГКМ за 2000-2001 гг. выявлено, что основными причинами пескопроявлений в скважинах является их обводнение как пластовой, так и, в первую очередь, конденсационными водами. При сни­жении производительности скважин на забое происходит образование песчано-жидкостных пробок. А так как приток газа в скважину носит пульсирующий характер, то пробка (или песчано-водяная пульпа) находится в псевдосжиженном состоянии на забое. Следствием этого явля­ется увеличение влагосодержания в ПЗП, приводя­щее к размыву порового цемента, выносу пластового песка и образова­нию отдельных каналов повышенной проводимости.

Основной же причиной разрушения ПЗП явля­ется поступление пластовых вод в зону перфорации продуктивных плас­тов. В настоящее время на месторождениях региона наблюдается ин­тенсивный подъем ГВК к интервалам перфорации эк­сплуатационных объектов (рис. 4.2). По состоянию на 2000-2001 гг. уро­вень подъема газоводяного на ряде кустов сеноманской залежи Ямбургского НГКМ достиг 20-40 м. При этом ежегодный темп подъема ГВК увеличился на некоторых скважинах до 4-6 м в год.

 

Рис. 4.2. Профили подъема газоводяного контакта по Ямбургскому НГКМ

 

В процессе эксплуатации скважин пластовая вода конусообразно подтягивается к фильтровой зоне, вторгаясь в газонасыщенную часть пласта, обводняет ее, и вследствие этого дебит по газу существенно снижается из-за интенсивного разрушения ПЗП [80].

Обводнение скважин происходит по отдельным, наиболее проница­емым пропласткам продуктивного пласта из-за крайне неравномерной выработки послойно-неоднородных продуктивных пластов, характерных для данных месторождений. Прорыв воды в скважины и полное их обвод­нение (до пределов рентабельной эксплуатации) в подавляющем боль­шинстве случаев происходит задолго до достижения потенциально воз­можного отбора пластового флюида. Объем добываемой воды особенно возрастает в зимнее время при увеличении общих объемов газа. Следо­вательно, обводнение ПЗП играет определяющую роль в процессах развития интенсификации выноса пластового песка и разрушения слабосцементированных пород продуктивного горизонта сеноманской залежи месторождений Западной Сибири. На рис. 4.3 пред­ставлена динамика роста количества эксплуатационных скважин (сеноман) ООО «Газпром добыча Уренгой», работающих с ограничением дебита из-за выноса пластового песка и воды.

 

1 - итоги ООО «Газпром добыча Уренгой»; 2 - Пластовым песок;

3 - пластовая вода; 4 - песок + вода

 

Рис. 4.3. Динамика роста количества эксплуатационных скважин (сеноман)

ООО «Газпром добыча Уренгой», работающих с ограничением дебита из-за выноса пластового песка и воды

 

Также необходимо отметить, что на устойчивость призабойной зоны пласта, представленной слабосцементированными породами, оказыва­ет влияние несоблюдение технологического режима. На основании ана­лиза режимных параметров эксплуатации Уренгойского и Ямбургского НГКМ установлено, что причиной повышения выноса пластового песка является отклонение от технологического режима работы скважин. К резкой интенсификации пескования приводит не столько скорость фильтрации, сколько ее изме­нение как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения, то есть вы­нос песка существенно возрастает при дестабилизации режима фильт­рации. Это положение соответствует теоретическим и эксперименталь­ным данным, приведенным в работе [81].

Следствием неравномерного дренирования залежи является обра­зование депрессионных воронок. Происходящие процессы при дестаби­лизации режима фильтрации могут быть представлены следующим об­разом. При установившемся режиме фильтрации вокруг фильтрацион­ных каналов формируется арочная структура. Силы сцепления между частицами и перепад давления компенсируют друг друга при заданном режиме работы скважины. При изменении режима эксплуатации в ту или другую сторону меняются расход флюида через арочную структуру и пе­репад давления на арке, что приводит к ее переформированию. Пере­формирование арки происходит после ее полного обрушения и выноса разрушенной породы из скважины, что приводит к интенсификации об­разования песчаных пробок. Новая арка формируется на расстоянии от отверстий пор грунта или фильтра, соответствующем измененному рас­ходу через арку и перепаду давления при новом режиме. При увеличении объема каверны ее устойчивость снижается, и при некоторых критичес­ких значениях происходит обрушение стенок, сопровождающееся рез­ким увеличением количества поступающего в скважину песка, в резуль­тате чего формируется песчаная пробка. Если происходит обрушение каверны, то слабопроницаемые песчаные породы из вышезалегающих интервалов, обогащенные глинистыми и другими кольматирующими минералами, частично перекрывают проницаемый интервал. В процессе последующего отбора газа в нижней части наиболее проницаемого ин­тервала вновь формируется каверна, но уже на менее протяженном ин­тервале притока. При этом сопротивление притоку в околоскважинной зоне за счет замещения части высокопроницаемой породы на слабопроницаемую увеличивается. Это приводит к еще большей неравномернос­ти входящих скоростей фильтрации и более резкому развитию каверн в горизонтальном направлении.

Существующие представления о характере разрушения пласта-кол­лектора позволяют выделить несколько процессов, влияющих на состо­яние ПЗП на стадии строительства и заканчивания скважин. Это, в первую очередь, внесенные в пласт в процессе его вскрытия бурением продукты разрушения самого пласта, твердая фаза промывочной жидкости, продукты коррозии и абразивного износа наземного и подземного оборудования и инструмента. Эти привнесенные со стороны механические примеси проникают по фильтрационным кана­лам вглубь пласта на значительное расстояние, пропорционально раз­мерам фильтрационных каналов. Основная масса этих механических примесей может быть удалена из пласта в первые месяцы работы сква­жины, но их вынос отмечается на протяжении нескольких лет. Также при бурении происходит переупаковка зерен пластового песка, осыпание пород и дестабилизация песков [82]. При освоении и интенсификации скважин кислотными или другими химически активными к горным поро­дам и пропласткам глины растворами происходит также разрушение природного цементирующего материала, скрепляющего между собой отдельные зерна песка, и изменение пористости и проницаемости породы.

Особое значение для развития условий пескопроявлений в эксплутационных скважинах имеет способ их заканчивания (с открытым забоем или обсаженным стволом), а также весь комплекс работ и качество их выполнения. От способа заканчивания скважин зависит состояние сте­нок скважины. По мнению авторов работ [83, 84, 85], в случае открытого за­боя главными факторами, определяющими устойчивость призабойной зоны пласта (с точки зрения разрушения или начала пластических де­формаций), являются компоненты напряжения, учитывающие действие как горного давления, так и фильтрационных сил. Условия нагружения породы на поверхность перфорационной каверны учитывают помимо горного давления и фильтрационных напряжений параметры, характе­ризующие напряженно-деформированное состояние системы труба - цементная оболочка - порода. Забои эксплуатационных газовых сква­жин оборудованы перфорированной эксплуатационной колонной. Это ухудшает устойчивость ПЗП к разру­шению при «форсированных» отборах газа.

На основе анализа исследований эксплуатационного фонда Уренгойского и Ямбургского НГКМ можно выделить следующие основные условия и факторы, ве­дущие к интенсификации процессов разрушения ПЗП сеноманской залежи, представленной слабосцементированными породами:

- физико-литологическое строение пластов;

- наличие на забое эксплуатационных скважин конденсационной воды;

- обводнение скважин в результате подъема подошвенных вод в газонасыщенную залежь;

- переупаковка зерен песка из-за уменьшения внутренних напряже­ний при бурении;

- отклонение от технологического режима эксплуатации скважин с дестабилизацией режима фильтрации;

- несоблюдение технологических мероприятий, обеспечивающих «плавный» ввод скважин в эксплуатацию после их остановки для прове­дения исследований или КРС.

Все эти факторы находятся в тесной взаимосвязи, но определяю­щую роль в развитии процесса пескопроявления играет обводнение ПЗП как подошвенной, так и конденсационными водами, а также нарушение технологических режимов эксплуатации.

 

Методы предупреждения разрушения призабойной зоны пласта

И составы для ее крепления

В настоящее время разработано и применяется большое количество технических и технологических решений, направленных на предотвращение разрушения ПЗП и выноса пластового песка в ствол скважины и на дневную поверхность, однако успешность работ по креплению ПЗП не превышает 50-60 %. При этом достаточно велика продолжительность и стоимость каждого вида ремонтных работ.

Из существующих методов борьбы с выносом пластового песка в ствол скважины и разрушением ПЗП в России и за рубежом широкое применение получили механические [86, 87], химические [70, 88], комбинированные [89, 90].

Применение забойных вставных фильтров явилось первым шагом в предотвращении выноса пластового песка в ствол скважины, продуктивные горизонты которых представлены слабосцементированными породами. В зависимости от горно-геологических условий и конструкции скважины применяются следующие типы фильтров: простые без покрытий, каркасные, с тонким фильтрующим покрытием и фильтры с засыпкой заполнителем (гравийные), а также противопесочные фильтры, спускаемые на НКТ [91 - 94].

Применение противопесочных вставных фильтров в эксплуатационных газовых скважинах месторождений Западной Сибири ограничивается следующими факторами:

- поздняя стадия эксплуатации месторождений характеризуется интенсивным разрушением пород пластов-коллекторов в скважинах;

- при эксплуатации возможно закупоривание забойных защитных устройств (фильтров) с последующим разрушением каркаса фильтра и образованием локальных каналов фильтрации;

- образование «висячих» песчаных пробок (в псевдосжиженном состоянии) ниже башмака и в фильтре. При остановке скважины взвешенный песок оседает на забой, что приводит к прихвату нижней части фильтра.

Среди механических способов предотвращения выноса пластового песка в ствол скважин наибольшее применение нашло использование гравийно-намывных фильтров, во внедрении которых большое участие приняли Ахметов А.А., Гейхман М.Г. Задержание пластового песка в фильтрах такой конструкции осуществляется не в единичных каналах, сообщающих скважину с пластом, а в слое искусственной проницаемой среды, образованной гравий­ной набивкой между каркасом фильтра и эксплуатационной колонной [95-105]. Использование гравийно-намывных фильтров позволяет предупреждать проникновение пластового песка в обсыпку путем задерживания частиц по внешнему контуру, а также наиболее крупных частиц песка внутри нее.

Преимуществами использования гравийно-намывных фильтров в эксплуатационных скважинах на месторождениях, продуктивные коллек­торы которых представлены однородными и неоднородными песками, являются:

- высокая проницаемость гравийной обсыпки за счет исключения проникновения песка и инородных примесей внутрь фильтра и предотв­ращение пескования скважины при любых режимах эксплуатации во всем интервале притока, эффективное экранирование однородного песка;

- высокая проницаемость гравийной обсыпки после освоения сква­жины, возможность декольматации околоскважинной зоны за счет выно­са частиц кольматанта и мелких фракций песка, эффективное экраниро­вание после освоения скважины неоднородного песка.

Механические способы не всегда обеспечивают возможность эксплуатации скважины без выноса песка при достаточно высоких дебитах. Во многих случаях причиной этого является технический брак при заканчивании скважин. Кроме того, использование гравийно-намывных фильтров на месторождениях Западной Сибири ограничивают следующие факторы:

- невозможность декольматации скважины и предотвращения выно­са закольматированных частиц песка, снижение проницаемости обсып­ки при проникновении в нее кольматанта, сложность эффективного подбора обсыпки для неоднородных песков;

- сложность качественной декольматации скважины, возможное снижение проницаемости фильтра за счет проникновения в него мелких и средних фракций песка, сложность предотвращения пескования в однородных песках.

Конец сороковых годов двадцатого столетия считается началом развития крепления слабосцементированных пород химическими мето­дами. В настоящее время для крепления слабосцементированных гор­ных пород разработаны и испытаны многие технологии на основе мине­ральных вяжущих и полимеров.

Используемые в настоящее время для крепления ПЗП составы и техноло­гии не позволяют полностью решить проблему борьбы с ее разрушением (низкая прочность закрепленной зоны, не­большой межремонтный период эксплуатации, значительное снижение проницаемость пласта в зоне крепления, токсичность многих применяе­мых реагентов, большие трудовые и материальные затраты и др.). Раз­нообразие пластово-скважинных условий определяет необходимость поиска новых вяжущих материалов (или их модификаций) и технико-тех­нологических решений, направленных на повышение качества крепле­ния ПЗП.

Химические методы крепления слабосцементированных пород различаются по способу отверждения вяжущего вещества, в качестве которых применяются однокомпонентные и многокомпонентные составы. При проведении технологических операций по креплению ПЗП однокомпонентным составом технология включает нагнетание в обрабатываемый интервал вяжущего вещества (состава) совместно с катализатором, либо предпо­лагается, что химическая реакция произойдет под воздействием какого-либо из факторов (время, температура и др.). Многокомпонентный способ крепления [106] предполагает раздельное нагнетание компонентов или технологических жидкостей (вяжущей основы и отвердителя) в обрабатываемый интервал.

Широкое распространение при креплении слабосцементированных пород продуктивного пласта получило использование вяжущих композиционных составов на основе фенолформальдегидных смол или их производных (патенты РФ № 636374, № 637528 и № 968334) [107-109].

Для получения положительного результата при креплении рыхлых коллекторов синтетическими полимерами к вяжущему составу предъявляются следующие требования [110, 111]:

- продолжительность полимеризации должна обеспечить проведение технологии крепления в полном объеме с учетом предотвращения гидравлического разрыва пласта;

- обработанный интервал синтетическими полимерами должен быть достаточно прочным и стойким к пластовой жидкости при длительном с ней контакте.

При взаимодействии с кислотным катализатором полимеры дают твердообразный материал, который цементирует минеральные зерна, слагающие пласт, тем самым, повышая прочность пласта в обрабатываемом интервале. Для регулирования сроков отверждения полимерного состава, его термостойкости и прочности, в кислотный катализатор вводят функциональные добавки [112-114]. Для повышения проницаемости закрепленной зоны пласта консолидирующий материал (смола + закрепитель) нагнетают в обрабатываемый интервал нейтральной углеводородной жидкостью (газовым конденсатом или дизельным топливом).

Существенными недостатками применения полимерных составов является низкая результирующая прочность обработанного интервала из-за слабой адгезионной связи гидрофобного полимера с гидрофильными минеральными зернами, и неравномерное заполнение полимером порового пространства пласта из-за действия капиллярных противодавлений, препятствующих проникновению состава в низкопроницаемые пласты, а также ограниченность использования составов по температурным градиентам.

Для достижения положительного эффекта при креплении слабосцементированных пород ПЗП фенолформальдегидными смолами за счет повышения адгезии эффективно применение состава по патенту РФ № 1170120 [115], в который дополнительно вводят оксиэтилированный алкифенол. Присутствие этого соединения, обладающего поверхностно-активными свойствами, способствует уменьшению капиллярного противодавления и проникновению крепящего состава в мелкие поры слабосцементированной породы, что повышает прочность обрабатываемого интервала после завершения процесса полимеризации. С целью повышения прочности закрепляемого интервала в патенте РФ № 2119041 [116] приводится вяжущий состав на основе фенолформальдегидных смол, в который дополнительно вводится гетероциклическое кислородосодержащее соединение: 4 – метил – 4 – фенил - 1,3-диоксан. Однако, вследствие слабой адгезионной связи таких составов с минеральными зернами продуктивного пласта, обработанный массив пород ПЗП не имеет достаточной для длительной эксплуатации прочности структуры. Основной причиной слабой адгезионной связи полимерного соединения с минеральными зернами продуктивного пласта считается наличие в структуре полимера значительных внутренних напряжений, связанных с его усадкой как в процессе отверждения, так и после окончания полимеризации [117].

Для крепления рыхлых и слабосцементированных пород перспективно использовать фурфуриловый спирт и кислотный отвердитель (соляная кислота, фосфорная кислота, гипофосфорная кислота, бензолсульфокислота, хлорное железо) по патенту РФ № 1694857 [118]. Вместе с тем, недостатками таких составов являются быстрое отверждение и незначительная деформативность закрепляемого песчаника.

В практике крепления слабосцементированных грунтов при строительных работах довольно широко используются водные растворы силиката натрия [119]. Объясняется это тем, что они легко отверждаются различными солями двух- и трехвалентных металлов, органическими и неорганическими кислотами. Породы, скрепленные силикатом натрия, становятся устойчивыми к воздействию агрессивных сред. Однако известные технологии крепления пород не всегда обеспечивают сохранения ФЕС обрабатываемого интервала пласта. Крепление слабосцементированных пород ПЗП неорганическими вяжущими материалами базируется в большинстве случаев на применении силикатов натрия или калия, а также различных отвердителей (хлористый кальций, уротропин, трилон Б, соли алюминия, железа, сульфат аммония, НТФК, кремнефтористая кислота H₂SiF₆ и др.) [120, 121]. Технология может включать использование как однорастворного способа силикатизации, так и многорастворного [119], как это показано в табл. 4.1.

Таблица 4.1

Методы крепления продуктивных пластов скважин

составами на основе силиката натрия

 

Порода продуктивного пласта	Методы крепления	Технологический процесс
пески средне- и крупнозернистые, водонасыщенные	силикатизация двухрастворная	силикат натрия (жидкое стекло) и хлористый кальций нагнетаются в пласт
пески мелкозернистые водонасыщенные	силикатизация однорастворная	силикат натрия с фосфорной кислотой в качестве коагулянта нагнетаются в пласт
пески мелкозернистые водонасыщенные	силикатизация однорастворная	силикатноалюмосернокислая рецептура нагнетается в пласт
пески мелкозер­нистые водонасыщенные	силикатизация однорастворная	силикатизация с серной кисло той и сернокислым алюминием
пески мелкозернистые водонасыщенные	силикатизация однорастворная	силикатизация алюмосиликатной рецептуры
пески мелкозернистые	силикатизация однорастворная	силикатизация натрия с кремнефтористоводородной кислотой: на основании концентрированных реагентов и разведенных растворов
пески мелкозернистые	силикатизация с серной кислотой	силикатизация натрия с серном кислотой вводится в составе кислого золя, регулирование времени гелеобразования
пески-мелкозернистые, пылеватые и супеси	электросиликати-зация двухрастворная и однорастворная	нагнетается жидкое стекло, затем хлористый кальций (1:1) и пропускается постоянный электрический ток во время силикатизации и после 2-3 сут

При однорастворном способе в песчанистый продуктивный пласт нагнетают раствор силиката натрия, содержащий отверждающий агент (катализатор). Недостатком этого способа является затруднение регу­лирования реологических параметров, времени загустевания и прони­цаемости обработанного слабосцементированного песчаника.

Технологический процесс двухрастворного метода заключается в последовательном нагнетании в пласт растворов силиката натрия (или калия) и отвердителя – растворов солей двух- или трехвалентных металлов (Са²⁺, Мg²⁺, Аl³⁺ и др.).

Недостатками данного способа являются:

- существенное снижение прочности сцементированного песчаника при снижении концентрации силиката натрия в водном растворе;

- возрастание вязкости водного раствора при повышении в нем концентрации силиката натрия, что затрудняет его продавливание в мелкие поры пласта и приводит к заметному снижению исходной проницаемости сцементированного песчаника;

- неравномерное закрепление пласта по глубине в связи с тем, что отверждающий раствор может вымывать в месте нагнетания из песчаника силикат натрия, продавленный перед этим в пласт;

- существенное снижение исходной проницаемости сцементированного песчаника при последовательном продавливании в него водного раствора силиката натрия и отверждающего раствора из-за быстрого их взаимодействия и загустевания смеси, что приводит к закупориванию порового пространства.

К двухрастворным методам относится силикатизация грунтов с последующим отверждением силиката натрия углекислым газом [122] и газообразным фтором [121]. В качестве отвердителя возможно использование растворов гидроксиалкилариальных соединений в органических жидкостях.

Зарубежными исследователями [123] разработан способ крепления ПЗП, включающий нагнетание в породу раствора силиката натрия с последующим его высушиванием и обработкой соляной кислотой для получения высокопрочного конгломерата. Достоинствами этого способа являются быстрая полимеризация си­ликата натрия или калия с образованием прочной связки, использование экологически чистых и недефицитных материалов, возможность получе­ния маловязких растворов. К недостаткам можно отнести снижение проницаемости и возможное недозакрепление места нагнетания техноло­гических жидкостей.

Для повышения прочности крепления неустойчивых пород силикатом натрия и предотвращения снижения проницаемости пласта рекомендуется применение химических реагентов, например, по патенту РФ № 977709, которые позволили бы устранить негативные явления [124]. При креплении слабосцементированных песчаников используют смеси жидкого стекла с наполнителем и отвердителем. При этом возможны варианты, когда наполнитель выполняет и роль отвердителя [120]. Применение данной технологии позволяет увеличить межремонтный период работы скважин в 3-4 раза при увеличении добычи пластового флюида на 10-15 %.

Электросиликатизация является разновидностью однорастворного и многорастворного способов консолидации продуктивного горизонта. Пропуск тока через электроды-инъекторы улучшает условия обработки глинистых слабосцементированных грунтов. Для скважин, продуктивный пласт которых обсажен металлическими колоннами, способ электроси­ликатизации неприемлем.

В отличие от применения смол, при сравнительно низких пластовых температурах (10-30 °С) прочность песка при креплении силикатом натрия значительно увеличивается. Вследствие быстрого отверждения силиката натрия, вызываемого нагнетаемыми вслед за ним специальных рабочих жидкостей, перетоки пластовой воды не оказывают существенного влияния на процесс крепления. Силикат натрия имеет повышенную адгезию к кварцевому песку, что не характерно для смол.

Американской компанией «Галф Рисерч энд дивелопмент» [125] разработан метод укрепления пластового песка припойным стеклом. Этот метод является альтернативой известным способам химического крепления пластового песка, которые не обеспечивают достаточной устойчивости к воздействию тепла в пароциклических скважинах. Связую­щим материалом служит продукт, разработанный для соединения мате­риалов при высоких температурах - припойное стекло. Оно плавится при температуре 390 °С и расстекловывается при нагревании до 440 °С. По­лучаемый кристалл обладает высокой прочностью, выдерживает темпе­ратуры выше 650 °С и устойчив к воздействию большинства химических реагентов. Однако методу консолидации пластового песка припойным стеклом прису­щи отдельные недостатки: дорогостоящая обработка, требующая значи­тельных временных затрат на проведение технологических операций для мощных пропластков песчаников требуются многократные обработ­ки. Не рекомендуется использование этой технологии в скважинах, экс­плуатируемых в течение длительного периода.

Проблема предупреждения выноса песка осложняется тем, что борьбу с разрушением ПЗП осуществляют на поздней стадии эксплуатации скважин, когда ПЗП сильно дренирована и наблюдается интенсивное пробкообразование в стволе скважины. В таких скважинах, долгое время проработавших с выносом пластового песка, эффективность крепления снижается из-за образовавшихся каверн [70]. Крепление ПЗП на этапе закачивания скважин или в начальный период эксплуатации (через 1-3 мес. после выхода из бурения) дает наиболее хорошие результаты и позволяет получить эффективность 70-90 % [126].

Для крепления слабосцементированных пород ПЗП с выраженной кавернозностью, применяются составы на основе портландцемента [127, 128], содержащие добавки, способствующие повышению проницаемости образовавшегося цементного камня [129-131].

Для предотвращения разрушения интенсивно дренированной ПЗП предлагаются составы газоцементных растворов (патенты РФ № 1698422 и № А.с. 2059059 [132, 133]). Повышение проницаемости структуры камня происходит в результате химической реакции реагента с компонентами тампонажного раствора при его твердении, во время которой происходит выделение газа (патент РФ № А.с. 1434080[134]). Газообразование в тампонажном растворе может происходить и при гидролизе некоторых реагентов при достижении определенных температурных. Однако они не всегда обеспечивают необходимую проницаемость, что ограничивает область применения этих составов на месторождениях Западной Сибири [135].

Для крепления ПЗП, подверженных каверно-образованию, известно использование вспененных фенолформальдегидных смол с добавкой алюминиевого порошка [70]. Однако они достаточно быстро разрушаются под действием на­грузок при фильтрации, так как имеют замкнутые поровые каналы и вследствие этого обладают низкой проницаемостью [136].

С целью повышения проницаемости камня, при условии сохранения его целостности, предлагается применение в составе тампонажного раствора каустической соды и магния, с последующей кислотной обработкой (патент РФ № А.с. 1640372  [137]). Использование порошкового магния в составе тампонажного раствора позволяет ускорить время их полного растворения в структуре цементного камня. Такие добавки легко растворяются кислотой или нефтью. Однако при воздействии кислоты одно­временно происходит частичное разрушение цементного камня.

Наряду с вышеуказанными в качестве наполнителя предлагается использовать порошкообразный карбонат кальция (патент РФ № А.с.1689589 [138]). Негативными факторами данного способа являются неэффективность крепления из-за низкой прочности сформированного песчаного барьера и снижение ФЭС обрабатываемого участка. Получаемые при реакции нафтеновых кислот кальциевые мыла являются вяжущими веществами создаваемого барьера. Этоттермопластичный материал не обеспечивает образование прочного песчаного барьера и резко снижает свои вяжущие свойства при повышенных пластовых температурах (выше 30 °С). Добавка цемента мало влияет на прочностные показатели песчаного барьера, так как продукты его твердения практически полностью разрушаются при кислотном растворении карбонатного наполнителя. При этом разрушаются и вяжущие вещества песчаного барьера, так как при взаимодействии соляной кислоты и каль­циевого мыла снова образуются нафтеновые кислоты и хлористый каль­ций, который легко вымывается жидкостью, находящейся в скважине. При формировании песчаного барьера негативными факторами являют­ся значительные объемы дизельных или масляных отходов, водного pa­створа хлористого кальция, а фильтрат цементного раствора загрязняет продуктивный пласт. Снижаются емкостные и фильтрационные характе­ристики песчаного барьера. Удаление карбонатного наполнителя требует проведения кислотной обработки, что в свою очередь усложняет тех­нологию проведения работ.

Способ крепления пород ПЗП гранулированным полиэтиленом не нашел широкого промышленного применения, так как вследствие большой разности плотностей песка и полиэтилена в процессе закачивания и нагнетания в пласт смесь расслаивается и в результате получается неоднородный фильтр [139]. При спекании гранул полиэтилена образуются поры размером до 0,4-0,5 мм, через которые свободно проходят частицы песка размером менее 0,2 мм. Однако это не единственный путь создания устойчивого забоя. В последнее время получили развитие методы, (создания устойчивого забоя) по которым искусственная ПЗП укрепляется путем одновременного нагнетания всех необходимых для этого ингредиентов – песка и компонентов вяжущего состава.

Для крепления призабойной зоны слабосцементированных пластов предлагается состав (патент РФ № А.с. 1726731 [140]), содержащий портландцемент, кварцевый песок крупностью 0,5-0,9 мм, силикат натрия и воду. Газопроницаемость такого цементного камня, твердевшего в жесткой пластовой воде, составляет 0,01-0,13 мкм². К недостаткам указанного состава можно отнести низкую стабильность цементного раствора, низкие реологические свойства, необходимые для предупрежде­ния осаждения твердой фазы, а также низкую проницаемость обработанного интервала. Наряду с этим к негативным факторам можно отнести неоднород­ность по проницаемости образующегося цементного камня, что в свою очередь снижает качество работы по креплению слабосцементирован­ных пород. Использование силиката натрия в составе, активно взаимо­действующего с гидроксидом кальция вяжущего раствора, влияет на проницаемость цементного камня в сторону уменьшения, что ограничи­вает область применения состава.

Известен состав для крепления призабойной зоны слабосцементированных пластов (патент РФ № А.с. 1154435 [141]), содержащий следующие компоненты: цемент, песок, полиакриламид, хлористый натрий и воду. Состав получают путем простого смешиванием компо­нентов, а затем их затворения щелочной водой, содержащей катионы натрия и калия, а также анионы карбоната и гидроксильной группы. Не­достатком этого состава является низкая стабильность образуемого песчано-цементного раствора в связи с наличием крупнозернистых ком­понентов и недостаточной вязкостью жидкой фазы для предупреждения их осаждения. Применение полиакриламида значительно снижает ра­створимость хлорида натрия, но является малоэффективным для полу­чения цементного раствора с крупнозернистым наполнителем стабильного фазового состава. Происходит изменение плотности по высоте обрабатываемой зоны, связанное с седиментацией крупнозернистых ингредиентов с образованием плотного (менее проницаемого) камня на большой глубине закрепляемого интервала

К недостаткам данного состава следует отнести низкую растекаемость образующихся растворов, обусловленную малым содержанием воды при наличии больших количеств полиакриламида. Кроме того, образование проницаемого материала происходит при условии проведения дополнительных операций по продавливанию пресной воды в пласт через созданный цементно-песчаный барьер с целью растворе­нии закристаллизованной соли.

Фирмой «Экссон» [142] разработан метод консолидации гравия в формируемой набивке фильтра. Предварительно гравий на поверхности покрывается фенольной смолой. Для доставки песчано-гравийной смеси на забой используются различные жидкости-песконосители. После отложения гравия на забое он нагревается под воздействием забойной температу­ры и смолы, размягчаясь и диффундируя, заполняет пространство меж­ду зёрнами гравия. По истечении нескольких часов смола схватывается, образуя проницаемую сцементированную набивку. Срок отверждения смолы зависит от пластовой температуры. Если температура на забое ниже 65 °С, то рекомендуется осуществлять последующую промывку раствором химического реагента, который размягчает покрытие и ускоряет отверждение смолы.

Для крепления ПЗП предложен способ (патент РФ № А.с. 1168700 [143]), реализуемый за счет нагнетания наполнителя и связующего агента за обсадную колонну. В качестве наполнителя в ПЗП закачивают битуминозный песчаник, а в качестве вяжущего агента - дизельные или масляные щелочные отходы и водный раствор хлористого кальция. Недостатком указанного способа является низкая эффективность крепления ПЗП из-за невысокой прочности сформированного песчаного барьера и снижения ФЭС ПЗП. Обусловлено это тем, что прочность созданного песчаного барьера обеспечивается связующим материалом из битума и продуктов реакции между дизельными или масляными щелочными отхо­дами и хлористым кальцием. Битум и кальциевые мыла, получаемые в результате этой реакции, являются термопластичными материалами и не связывают песок в прочный конгломерат. К тому же при повышенных температурах эта связка размягчается и не обеспечивает надежное зак­репление ПЗП. К негативным факторам можно от­нести то, что при кислотных обработках призабойной зоны пласта укреп­ляющий материал теряет свои свойства, так как кальциевое мыло с соля­ной кислотой превращаются в хлористый кальций и в нафтеновые кисло­ты. Вследствие этого намытый песчаный барьер остается недозакрепленным и может легко разрушиться при фильтрации флюида. На основании работы [144] и патента США № 3867986 [145] скважины, долгое время проработавшие с выносом песка, целесообразно оборудовать гравийно-намывными фильтрами с последующей химической обработкой песчаной набивки.

Большое значение при выборе метода и способа создания гравийного фильтра в скважине играет состояние призабойной зоны. В скважинах, ПЗП которых не подвержена кавернообразованию, рекомендуется первоначальное проведение химической обработки с последующим намывом песчано-гравийной смеси (патент США № 5219026 [146]). В скважинах, где ПЗП подвержена кавернообразованию, первоначально сооружается песчано-гравийный фильтр, а затем производят крепление песчаной набивки (патент США № 5101901 [147]). Данная технология позволяет получать проницаемую песчаную набивку, имеющую такую проницаемость, которая ограничивает или предотвращает проникновение песка или мелкозернистого материала. Недостатками указанного способа являются низкая эффективность крепления из-за недостаточной прочности сформированного песчаного барьера и снижение ФЭС ПЗП. Это обусловлено тем, что после намыва песка в контактных зонах между частицами остается жидкость-песконоситель в виде пленок и тонких прослоек. При нагнетании вяжущего веще­ства он заполняет, в первую очередь, крупные поры и не может запол­нить капиллярные зоны и вытеснить эти пленки из-за их прочной связи с поверхностью песка. Уменьшается число контактных связей, из-за чего сформированный песчаный барьер имеет небольшую прочность.

На основании вышеизложенного можно сделать вывод, что положи­тельный результат крепления ПЗП эксплуатационных скважин зависит от соблюдения технологических операций применяемой технологии. Основными нарушениями при креп­лении слабосцементированных пород ПЗП вяжу­щими составами являются:

- несоблюдение рецептуры приготовления вяжущего состава;

- несоответствие свойств выбранного вяжущего вещества (состава) геолого-техническим условиям скважины (температура в зоне крепле­ния, проницаемость пород, обводненность и др.);

- низкая приемистость скважины;

- отсутствие промывки от песка скважины перед ее креплением;

- промывка скважины после окончания процесса крепления производится в недостаточном объеме.

Таким образом, основными направлениями работ в области крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин следует считать:

- создание составов для консолидации слабосцементированных пород (составов на полимерной основе без твердой фазы, составов на основе вспененных полимеров, эмульсионных растворов);

- создание прочного проницаемого песчаного барьера в дренированной ПЗП;

- разработка технологии крепления ПЗП на этапах бурения и заканчивания скважин;

- сокращение времени на проведение ремонтно-восстановительных работ.

На основании вышеизложенного можно сделать вывод, что крепле­ние слабосцементированных пород ПЗП возможно при использовании вяжущих составов и технологий, позволяющих со­здать на границе «скважина-пласт» достаточно прочный сцементиро­ванный барьер с требуемой проницаемостью.

 

---

Дата добавления: 2018-02-18; просмотров: 3189; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!