Технологические решения, направленные на ограничение выноса пластового песка из добывающих газовых скважин

НАУКИ О ЗЕМЛЕ

НАУКА. ИННОВАЦИИ ТЕХНОЛОГИИ, №3, 2016

УДК 622.276.74 Гасумов Р.А. [Gasumov R. А.],

Кукулинская Е.Ю. [Kukulinskaya Е. Yu.]

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ, НАПРАВЛЕННЫЕ НА ОГРАНИЧЕНИЕ ВЫНОСА ПЛАСТОВОГО ПЕСКА ИЗ ДОБЫВАЮЩИХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Technological solutions to limit sand production from producing gas wells

Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, сопровождается не только снижением пластового давления, но и обводнением ПЗП конденсационными и пластовыми водами, разрушением продуктивных пластов и образованием глинисто-песчаных пробок на забое, что приводит к снижению газоотдачи и производительности скважин, сокращает сроки эксплуатации газопромыслового оборудования. При наличии песка и механических примесей в добываемой продукции внутрискважинное и наземное оборудование подвергается коррозионному и абразивному износу, что требует его дорогостоящего ремонта и является одной из основных причин выхода эксплуатационных скважин из действующего фонда. Эта проблема более остро стоит в скважинах, где продуктивный пласт представлен слабосцементированными породами. Рассмотрены причины разрушения продуктивного коллектора и основные способы борьбы с выносом механических примесей в ствол скважины. В зависимости от степени разрушения продуктивного пласта рекомендованы к применению при проведении ремонт-но-восстановительных работ следующие составы: для скважин с незначительным выносом пластового песка - усовершенствованный состав на силикатной основе, а для скважин, характеризующихся наличием каверн - газоцементный тампонажный состав с улучшенными свойствами.

Ключевые слова: укрепление, призабойная зона пласта, состав на силикатной основе, белковый реагент, газоцементный тампонажный состав, фосфоновые комплексоны.

The operation of gas and gas condensate fields at the final stages of development is accompanied not only by reducing the reservoir pressure and flooding the bottom hole formation zone with condensation and formation water, damage of productive layers and formation of clay-sand plugs at the bottom which leads to lower gas recovery and well productivity, reduces operation time for gas production equipment. In the presence of sand and mechanical impurities the downhole and surface equipment is exposed to corrosion and abrasion that requires costly repairs and it is one of the main reasons of production wells exit from the acting fund. This problem is more acute in wells where the producing formation is represented by unconsolidated rocks. The causes of formation damage and the main ways of preventing mechanical impurities production in the wellbore are considered. Depending on formation damage degree the following compositions are recommended for use during repair operations: for wells with small sand production - improved silicate-based composition, and for wells characterized by the presence of cavities - gas-cement plugging composition with improved properties.

Key words: stabilization, bottomhole formation zone, silicate-based composition, protein reagent, gas-cement plugging composition, phosphonic complexons.

ВВЕДЕНИЕ

Проблема борьбы с разрушением продуктивных коллекторов и выносом пластового песка становится все более актуальной для большинства нефтяных и газовых месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации и созданных в слабосцементированных коллекторах. Потеря устойчивого состояния коллектора инициирует процессы разрушения породы и выноса пластового песка в ствол скважины, что приводит к образованию песчаных пробок, выходу из строя промыслового оборудования, падению производительности скважин и требует применения дорогостоящего ремонта [1].

Увеличение себестоимости добычи углеводородов на фоне снижения числа разработки новых крупных месторождений обосновывает все больший интерес к извлечению оставшихся запасов из старых месторождений, обуславливая интеграцию сил на их восстановление и выработку продуктивности имеющихся активов в коллекторах, склонных к пескопроявлениям [2]. Компании нефтегазовой отрасли предпочитают избежать значительных затрат и высоких рисков, обусловленных приращением активов за счет технологически сложной разработки дорогостоящих и труднодоступных объектов, находя восстановление продуктивной мощности имеющихся запасов более привлекательным и рентабельным.

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

В связи с этим задача предотвращения пескопроявлений требует комплексного подхода с получением более полной картины по существующей проблеме путем освещения факторов, способствующих нарушению устойчивого состояния коллектора и выноса механических примесей в ствол скважины, а также существующих способов предотвращения разрушения продуктивного пласта.

РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ

На современном этапе изученности проблемы пескопро-явлений известна классификация причин разрушения коллектора и выноса пластового песка с разделением их на две основные группы [3]:

— факторы, вызванные особенностями геологического строения пластов и физико-химическими свойствами горных пород (степень сцементированности породы пласта, характер добываемой жидкости (флюида), внедрение вод в залежь и растворение цементирующего материала с последующим его вымыванием, глубина залегания пласта и пластовое давление, характеристика пластового песка);

— технические и технологические факторы, обусловленные конструкцией забоя, технологией бурения и закан-чивания скважин, величиной депрессий и репрессий на пласт, дебит скважины, воздействие на пласт подошвенных вод и технологических жидкостей на цементирующий материал породы, связывающий зерна песка.

Процесс пескопроявления носит сложный характер и зависит от множества взаимосвязанных факторов.

В первую очередь выбор способа консолидации разуплотненной зоны коллектора определяют геологические характеристики продуктивного пласта, длительность эксплуатации скважины, степень разрушения коллектора и конструкция забоя скважин.

Анализ технической литературы и многолетнего промыслового опыта борьбы с пескопроявлениями показал [4], что к настоящему времени существует три группы способов борьбы с выносом механических примесей в ствол скважины. Способы первой группы - механические -предусматривают установку специальных приспособлений различной конструкции, механически сдерживающих вынос песка (гравийные, щелевые, проволочные и другие фильтры). Вторая группа способов - закреп-

ление горных пород химическим способом с помощью полимеров, смол и пластмасс (фурановые, карбамидиые, фенолформальдегидные смолы, полиуретаны и т.д.). Способы третьей группы - комбинированные - сочетают в себе механическое экранирование подвижных частей песка и крепление несцементированной породы (закачка цементного раствора, песча-но-цементных смесей с добавками различных смол и вяжущих агентов).

Кроме вышеприведенных способов, существенное значение имеет соблюдение оптимального технологического режима эксплуатации скважин в целях предотвращения выноса пластового песка [5-6].

Анализ опыта применения механических методов и средств борьбы с разрушением продуктивного пласта, основанных на установке на забое скважины различных задерживающих устройств и фильтров, показал их недостаточную эффективность. В первую очередь это связано с тем, что сооружение, установка и правильный выбор конструктивных элементов механических фильтров зависит от множества сложных взаимосвязанных факторов как технического, так и геологического характера. Применение фильтров различной конструкции в скважинах с целью решения проблемы пескопроявления не всегда является оправданным, так как представляет собой достаточно трудоемкий и дорогостоящий процесс. Каждому типу фильтра соответствуют следующие ограничивающие факторы:

— для гравийно-намывных - невозможность декольмата-ции скважины и предотвращения выноса закольматиро-ванных частиц песка, снижение проницаемости обсыпки при проникновении в нее кольматанта, сложность эффективного подбора обсыпки для неоднородных песков;

— для фильтров входных модульных, сепараторов механических примесей, шламоуловителей, т.е. фильтров, спускаемых в компоновке колонны НКТ на пакере или в составе насосной установки - технологическая сложность проведения операции по установке и извлечению фильтров из скважины, низкий коэффициент улавливания.

элементы фильтров подвержены коррозии и эрозии, ремонтопригодность .

Закрепление слабосцементированной породы химическим способом с помощью вяжущих материалов, смол и пластмасс является эффективным и относительно недорогим методом борьбы с выносом пластового песка в скважинах, ПЗП которых еще не нарушена длительным процессом пескопроявления и не подвержена кавернообразованию.

Из многообразия применяемых материалов для укрепления разуплотненной породы с незначительным выносом песка выделяют силикат-содержащие реагенты (СР). В отличие от смол прочность крепления песка составами на основе СР при относительно низкой температуре (10-30 С) увеличивается, что подтверждено значительным объёмом научно-исследовательских работ. В герметичной таре СР сохраняет свои свойства долгое время, исчисляемое годами, в то время как срок хранения большинства смол не превышает периода в течение 3-6 месяцев. Композиции на основе СР имеет повышенную адгезию к кварцевому песку, что нехарактерно для смол, к ее положительным качествам можно отнести также меньшую чувствительность к перепродавкам его инертной жидкостью. Помимо этого СР легко отверждается различными солями, органическими и неорганическими кислотами. Коллектор, укрепленный композициями на основе СР, становится устойчивым к воздействию агрессивных вод.

Несмотря на ряд ценных свойств, применяемые в настоящее время составы на силикатной основе для укрепления ПЗП, могут быть недостаточно эффективны в современных условиях в виду ужесточившихся требований к технологическим характеристикам составов. В связи с этим необходимо проведение исследований по совершенствованию композиций для укрепления ПЗП за счет введения совместимых с СР функциональных добавок.

Для скважин, ПЗП которых еще не нарушена длительным процессом пескопроявления и не подвержена кавернообразованию, рекомендован усовершенствованный состав на силикатной основе с включением

Табл. 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ВЯЖУЩЕГО РАСТВОРА

И СКРЕПЛЕННОГО ПЕСЧАНИКА

Реологические свойства вяжущего раствора Свойства скрепленного песчаника

ц, мПа-с грф., мПа-с т0, ДПа СНС1/10, ДПа п Коэффициент восстановления проницаемости, Кв.п., % Прочность на сжатие, МПа

8 8 4,728 7,182/ 7,182 0,99 81,42 2,86

белкового реагента (БР), который представляет собой двухрастворную композицию, состоящую из вяжущей жидкости на силикатной основе с БР и отверждающего раствора на основе соли поливалентного металла.

Введение БР в состав вяжущей жидкости на силикатной основе позволяет образовывать дополнительные связи, как с породой пласта, так и с адсорбированными на ее поверхности силикат-ионами. Линейное строение и небольшие размеры молекул БР, в отличие от высокомолекулярных полимеров, способных к образованию пространственных трехмерных структур и значительному увеличению вязкости, способствует сохранению подвижности укрепляющего раствора и его легкой прокачиваемос-ти в разуплотненный интервал пласта.

Усовершенствованную композицию исследовали по ряду технологических параметров с использованием современного оборудования: проникающая способность, прочность скрепленного песчаника, остаточная проницаемость керна после его обработки укрепляющим составом.

В таблице 1 представлены основные технологические свойства вяжущего раствора в составе композиции на силикатной основе и обработанного композицией песчаного керна.

С помощью ИК-спектроскопии установлена образующаяся связь скрепляющего вещества с песчаными частицами.

На рисунке 1 изображен ИК-спектр связующего вещества, отображающий наличие следующих связей. В результате химического взаимо-

<-

Волновое число

4000 3600 3200 2800 2400 2000 1600 1200 800 400

Рис. 1. ИК-спектр связующего соединения, полученного при вза-

имодействии компонентов состава для укрепления ПЗП.

О ОН

II I

Н21М — СН — С — О — Са — О — 31 — О— ( 81

песчаная частица

к ин

Рис. 2. Схема химического взаимодействия компонентов состава:

реагента на силикатной основе, белкового связующего и составляющего отверждающего раствора с поверхностью породы: радикал.

действия реагентов, входящих в состав для укрепления ПЗП, происходит взаимодействие карбоксильной группы белка с ионом кальция. Последний выступает в качестве связующего звена между отрицательно заряженной молекулой протеина и адсорбированным на поверхности песчаной частицы силикат-ионом, на что указывает появление полосы поглощения в области 492 см1, которая соответствует низкочастотной области и отве-

чает колебаниям связи 81 - О - Са. За деформационные колебания концевых связей О - Si - О и колебания связей кальция с кислородом в Са - О отвечает полоса поглощения в области 440 см1 [7].

Интерпретация данных ИК-спектроскопии проиллюстрирована на рисунке 2 в виде схемы, отображающей механизм контакта скрепляющего соединения с поверхностью песчаной частицы.

Введение БР в состав на силикатной основе способствует упрочнению связи основного скрепляющего вещества гидросиликата кальция с породой пласта благодаря явлению «обволакивания» адсорбированных силикат-ионов молекулами БР, что способствует повышению прочности консолидированного песчаного образца, а его разрушение имеет пластичный, а не хрупкий характер.

Реализация технологии укрепления ПЗП предусматривает поэтапную закачку вяжущей, буферной и отверждающей жидкостей [8]. В результате прокачки в неконсолидированную зону пласта вяжущей жидкости с низкой вязкостью на 1-ом этапе происходит равномерное распределение и «обволакивание» молекулами БР и силикатами песчаных зерен и прочная адгезия на их поверхности. Для продавки вяжущей жидкости в слабосцементированную область коллектора и исключении смешения закрепляющих жидкостей в стволе скважины применяют буферный раствор - инертную углеводородную жидкость. На 3-м этапе при закачке от-верждающего раствора происходит взаимодействие адсорбированных молекул вяжущей жидкости с компонентами отверждающей с получением эффективного скрепляющего соединения, связывающего песчаные частицы в зоне их контакта с образованием прочного единого конгломерата, стойкого к влиянию пластовых вод.

По окончании реакции отверждения и скрепления песчаных частиц производят с помощью компрессора продувку воздухом укрепленной зоны пласта с целью удаления избытка продуктов взаимодействия вяжущего и отверждающего растворов и очищения фильтрационных пор и каналов для свободного прохождения газового флюида без заметного снижения первоначальной проницаемости продуктивного коллектора.

Укрепление ПЗП с использованием усовершенствованного состава на силикатной основе с введением БР позволяет предупредить разрушение ПЗП, сохранить фильтрационно-емкостные свойства коллектора, а также сократить материально-технические затраты за счет применения сухих реагентов, недорогих и доступных в продаже.

На этапе эксплуатации скважин со слабосцементированными рыхлыми коллекторами в условиях форсированного отбора газа с течением времени происходит разрушение ПЗП, обуславливая образование каверн в призабойной зоне. В таких скважинах, в которых уже успели образоваться каверны из-за длительного процесса выноса механических примесей наиболее рациональным является использование физико-химического способа укрепления кавернозной зоны путем создания искусственной ПЗП с применением отверждающихся тампонажных композиций и полимерных составов.

Для скважин со слабосцементированными рыхлыми коллекторами, характеризующимися разрушенным продуктивным пластом и наличием каверн, наиболее предпочтительно использование тампонажных составов, при затвердевании которых формируется пористый газопроницаемый цементный камень. Авторами предлагается газоцементный там-понажный состав с улучшенными технологическими свойствами за счет введения комплексонов с фосфоновыми группами, основные свойства состава и получаемого цементного камня приведены в таблице 2 [9].

На рисунке 3 изображена поверхность среза цементного камня.

Заметное снижение газовыделения (рис. 36) у цементного раствора с введением комплексонов фосфонового типа обусловлено следующим. Введение последних в газоцементный тампонажный состав позволяет лимитировать развитие кристаллической фазы в ранние сроки твердения, способствуя снижению динамического напряжения сдвига раствора, а также приводит к увеличению времени газообразования за счет связывания ионов кальция и алюминия в устойчивые хелатные соединения. В результате улучшения технологических показателей тампонажного раствора образуемый цементный камень имеет высокую прочность и необходи-

Табл. 2. СВОЙСТВА ГАЗОЦЕМЕНТНОГО

ТАМПОНАЖНОГО СОСТАВА С РАЗЛИЧНЫМИ КОМПЛЕКСОНАМИ И ПОЛУЧАЕМОГО ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ

Свойства газоцементного тампонажного состава Свойства цементного камня***

Плотность, кг/м3 Растекаем ость, см Дне*, ДПа внг**, мин Пористость, % Прочность при изгибе, МПа

1830 20,0 52 75 56,5 4,32

Примечания: *- динамическое напряжение сдвига; **- время начала газовыделения;

***- цементный камень получен при 25 °С и давлении 1,01-105 Па.

мую высокопористую, равномерно распределенную по всему объёму камня проницаемую структуру. Укрепление кавернозной призабойной зоны производят путем заполнения заколонного пустотного пространства газоцементным тампонажным составом, после отверждения которого формируется вспененно-проницаемый цементный камень-фильтр. В процессе реакции взаимодействия гидроксида кальция тампонажного состава с алюминиевым агентом образуется газ - водород, который способствует получению увеличенного в объёме пористого и проницаемого цементного камня. В результате такого процесса происходит заполнение кавернозного пространства с получением напряженно-сцепленного контакта на границе со сводом каверны, обуславливая предупреждение разрушения разуплотненной кровли продуктивного пласта и обеспечивая качественное крепление призабойной зоны, исключающее вынос механических примесей в ствол скважины.

Технология укрепления кавернозной области ПЗП с применением газоцементного тампонажного состава, в рецептуре которого присутствует смесь комплексонов фосфонового типа, обеспечивает легкое прокачивание состава в зону проведения работ за счет замедленного газовыделе-

а) без введения комплексона б) с введением комплексона фос-

фонового типа

Рис. 3. Поверхность среза цементного камня.

ния и сниженного ДНС, а также позволяет получить проницаемый и прочный цементный камень-фильтр, имеющий сопряженный контакт с поверхностью каверны.

ВЫВОДЫ

Таким образом, по результатам проведенных исследований предложен к использованию комплекс технологических решений, направленных на повышение качества ограничения пескопроявлений в скважинах, находящихся на различных стадиях эксплуатации, путем применения составов для укрепления ПЗП с улучшенными технологическими свойствами. Для предупреждения выноса пластового песка из скважин, ПЗП которых еще не нарушена длительным процессом пескопроявления, рекомендован к применению состав на силикатной основе с использованием белкового реагента, а для восстановления напряженного состояния ПЗП, структура, которой изменена в результате многолетнего выноса механических примесей и характеризуется наличием каверн - усовершенствованный газоцементный тампонажный состав.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИИ СПИСОК

Нескин В.А., Ефимов H.H., Лыков О.П. Исследование состава на основе кремнийорганического полимера для крепления призабойной зоны пласта // Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. № 1 (274). 2014. С. 98-106. Бондаренко В.А. Повышение эффективности крепления призабойной зоны пласта с целью снижения пескопроявлений (на примере месторождений Краснодарского края): дис. ... канд. техн. наук. Краснодар: КубГТУ, 2015. 158 с. Могутов H.A. Решение проблем выноса песка из продуктивных слоев Приразломного месторождения // Бурение и нефть. 2013. №4. С. 23-25.

Нескин В.А. Разработка и исследование композиции на основе кремнийорганического полимера для ликвидации выноса песка в газовых скважинах: дис.... канд. техн. наук. М.: Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина, 2016. 129 с.

Анализ причин выноса песка при эксплуатации сеноманских газовых скважин Уренгойского ГКМ / P.A. Гасумов [и др.] // Сб. науч. тр. /ВНИИгаз: Строительство газовых и газоконденсатных скважин. М.: ВНИИгаз, 1996. С. 34-41.

Гасумов P.A., Минликаев В.З. Повышение и восстановление производительности газовых и газоконденсатных скважин. М.: Газпром экспо. 2010. 478 с.

Ярусова С.Б. Синтез силикатов кальция в многокомпонентных системах и их физико-химические свойства: дис. канд. хим. наук. Владивосток: Ин-т химии Дальневост. отделения РАН, 2010. 129 с.

Технология укрепления обводненной призабойной зоны газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях Западной Сибири / P.A. Гасумов, О.С. Остапов, В.Г. Мосиенко, П.В, Чеме-зов // Проблемы капитального ремонта скважин, эксплуатации ПХГ и экологии: Сб. науч. тр. СевКавНИПИгаза. Ставрополь, 2002. Вып. 36. С. 105-109.

Патент № 2552261 от 26.06.2014 по кл. Е 21 В 33/138, С09 К 8/467. Газоцементный тампонажный раствор / Перейма A.A., Кукулинская Е.Ю. № 2014125934/03; заявл. 26.06.2014; опубл. 10.06.2015.

2

-

4

;

7