Влияние химического раствора на основе солей хлорида кальция и гидрокарбоната натрия на проницаемость и пескопроявление при добыче газа на газовых скважинах

Размещено на http://www.allbest.ru/

Влияние химического раствора на основе солей хлорида кальция и гидрокарбоната натрия на проницаемость и пескопроявление при добыче газа на газовых скважинах

Шагиахметов А.М,

Соловьёв Г.А., Т

ананыхин Д.С.,

Петухов А.В.,

Сюзев О.Б.

Санкт-Петербургский государственный горный университет

В процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений возникают различные осложнения, ухудшающие технико-экономические показатели добычи нефти и газа. Одно из наиболее актуальных связано с выносом песка, креплением призабойной зоны и снижением притока пластовых вод в добывающих скважинах. Вынос из скважины с добываемой продукцией песка осложняет работу насосного и емкостного оборудования, что приводит к удорожанию себестоимости добываемой продукции и повышению частоты ремонтов в будущем.

Согласно проведенному анализу литературы можно сделать вывод, что на вынос песка из скважины влияют следующие факторы:

а) глубина залегания эксплуатационного объекта и пластовое давление;

б) градиент давления;

в) дебит скважины;

г) обводненность добываемой продукции и минерализация пластовых вод;

д) степень сцементированности породы пласта, ее уплотняемость и естественная проницаемость;

е) скорость фильтрации пластовых флюидов в прискважинной части;

ж) поверхность забоя, через которую происходит фильтрация(интервал вскрытия пласта, открыты или закупорены перфорационные каналы и т. д.);

з) характер добываемого флюида и его фазовое состояние (нефть, вода или газ);

и) характеристика выносимого песка (его угловатость и глинистость);

к) ухудшение естественной проницаемости (скин-эффект);

л) предел прочности и текучести, модуль упругости и сдвига, коэффициент Пуассона.

В настоящее время наиболее достоверным руководством при прогнозе выноса песка является поведение соседних, расположенных в аналогичных условиях скважин или месторождений.

На рисунке 1 приведена предлагаемая схема, характеризующая зависимость устойчивости горных пород к разрушению от указанных выше параметров [1]. месторождение нефть газ скважина

Рис.1. Факторы, влияющие на устойчивость горных пород к разрушению прискважинной части пласта

Для предотвращения пескопроявления возможно применение различных способов и технологий крепления слабосцементированных пород. Это делается для того, чтобы предупредить или ограничить возникновение потенциально опасных осложнений.

Чтобы избежать или, по крайней мере, сократить масштабы осложнений, возможно применение одного из двух основных методов эксплуатации пескопроявляющих скважин:

· 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, физико-химические, механические методы и их комбинации для крепления пород пласта в призабойной зоне скважин.

В данной статье рассмотрен химический метод воздействия на призабойную зону пласта с целью предотвращения пескопроявлений. Преимуществом данного метода являются отсутствие дополнительного оборудования и надежность экологического фактора. Главный недостаток-- --- резкое снижение проницаемости.

Для получения более полных и точных данных нами был рассмотрен химический метод воздействия на ПЗП при прямолинейно-параллельной и плоскорадиальной фильтрациях.

Для проведения экспериментов при плоскорадиальной фильтрации была создана насыпная модель при плоскорадиальной фильтрации, состоящая из макета и песчано-глинистой смеси. Макет состоит из стального цилиндра диаметром равным 0,126 м, высотой--0,378м, а толщина стенок равна 0,005м. На верхней крышке проделаны три отверстия, к двум из которых присоединяются трубки-скважины (одна напорная, другая эксплуатационная). Третье отверстие служит для поддержания давления, имитирующего горное. На нижней крышке также проделано одно отверстие для запасной подачи горного давления. Чтобы модель соответствовала плоскорадиальной фильтрации, напорная трубка внутри цилиндра заканчивается в виде кольца. К верхней и нижней части цилиндра приспособлены несмачиваемые картонки, чтобы горное давление действовало по всему объёму. На верхней картонке проделаны две дырки под трубки. На нижнюю часть модели приспособлен слой паралона толщиной 2-4 см.

Песчано-глинистая смесь состоит из песка двух фракций: тонкий(0,1-0,25) и средний(0,25-0,5) и глины, составляющей 5 % общего объёма. Все составляющие смешиваются и смачиваются водой.

Модель послойно набивается полученной смесью, параллельно утрамбовываясь.

Через образец прокачивается влагопоглотитель - ацетон для повышения фильтрационно-емкостных свойств коллектора и повышения адгезионной способности стенок поровых каналов к углеводородам. Производится поступенчатая продувка газом образца. Замеряется проницаемость данной модели на установке TKA-209.

На рисунке 2 показана схема фильтрации жидкости на данной насыпной модели.

Рис. 2. Схема лабораторной установки насыпной модели пласта плоскорадиальной фильтрации

1 - клапан подачи воздуха (ввод); 2 - установка для создания давления; 3 - регулятор подачи воздуха; 4 - манометр давления воздуха; 5 - трубка подвода воздуха к накопителю жидкости; 6 - соединительный элемент трубок; 7 - накопитель жидкости; 8 - нижняя емкость накопителя жидкости (сменная); 9 - фильтруемая жидкость; 10 - клапан подачи жидкости; 11 - трубка подачи жидкости; 12 - клапан на входе в кернодержатель; 13 - насыпная модель пласта; 14 - мерная емкость.

Для достижения поставленной цели были проведены эксперименты по закачке в пласт крепящих агентов. Через насыпную модель осуществляли последовательную прокачку водного раствора хлористого кальция и, в качестве тампонирующего состава, водный раствор гидрокарбоната натрия. В результате реакции ионы кальция образуют нерастворимое в воде соединение, т.е. в поровом объеме образуется закупоривающий осадок в виде тонкодисперсной взвеси, а на стенках поровых каналов в виде твердых микрокристаллов. Закачку каждого из указанных растворов производят равными порциями. Предполагается, что полученный в пластовых условиях осадок будет также препятствовать прорыву пластовых вод, путем изоляции водопроявляющих участков пласта устойчивым в воде осадком, за счет этого будет происходить подключение в разработку застойных и слабодренируемых зон пласта.

Оптимальные соотношения сухого вещества в растворах определяли стехиометрическими расчетами реакции с вычислением массовых долей и лабораторными исследованиями.

Растворы хлорида кальция и гидрокарбоната натрия будут реагировать по следующей схеме:

CaCl₂ + 2NaHCO₃ = 2NaCl +CaCO₃ +CO₂ + H₂O

Отсюда на один моль хлорида кальция будет приходиться 2 моля гидрокарбоната натрия.

Рассчитали необходимые для приготовления раствора величины. За начальные условия приняли массовую концентрацию раствора хлорида кальция равной 20%, массу растворов равной 1000г.

m(CaCl₂) = m_р-ра · С_р-ра(CaCl₂) = 1000 · 0,2 = 200г

m(H₂O)= m_р-ра(CaCl₂)- m(CaCl₂) = 1000 - 200 = 800г - масса воды для приготовления раствора CaCl₂

н(CaCl₂) = m(CaCl₂)/ M(CaCl₂) = 200/111 = 1,8 моль

н(NaHCO₃) = 2 н(CaCl₂) = 3,4 моль

m(NaHCO₃) = н(NaHCO₃) · M(NaHCO₃) = 3,4 · 84 = 300 г

m(H₂O)= m_р-ра(NaHCO₃)- m(NaHCO₃) = 1000 - 300 = 700г - масса воды для приготовления раствора NaHCO₃

С_р-ра(NaHCO₃) = m(NaHCO₃)/ m_р-ра(NaHCO₃) = 300/1000 = 30%

Учитывая плотность воды равной 1 г/см³, мы получили следующие значения для приготовления растворов:

1. Для приготовления раствора хлорида кальция:

· m(CaCl₂)=200г

· V(H₂O)=800мл

2. Для приготовления раствора гидрокарбоната натрия:

· m(NaHCO₃)=300г

· V(H₂O)=700мл

До и после прокачки данных химических растворов проводилось определение проницаемости по газу:

Лабораторные эксперименты по моделированию процесса эксплуатации газовой скважины проводились по следующей методике:

1. Приготавливалась насыпная модель пласта;

2. В режиме постоянного расхода (5,5куб.см/мин) производилась закачка ацетона;

3. В режиме постоянного давления (0,5 атм.) производилась просушка насыпной модели пласта газом;

4. Производился замер исходной проницаемости насыпной модели пласта по газу на установке ТКА-209 (CoretestSystemsCorporation - переоборудованная модель);

5. Производился замер минимального давления, соответствующего началу выноса породы

6. В режиме постоянного расхода (5,5куб.см/мин) производилась последовательная закачка химических реагентов;

7. В режиме постоянного давления (0,5 атм.) производилась просушка насыпной модели пласта газом;

8. Производился замер конечной проницаемости насыпной модели пласта по газу на установке ТКА-209 при последовательном поступенчатом повышении давления на входе в насыпную модель с целью определения минимального его значения, приводящего к разрушению изучаемой модели;

9. Определялось минимальное значение давления, приводящего к разрушению модели, при прокачке водой.

Таблица1. Результаты последовательной фильтрации водных растворов CaCI₂ иNaHСО₃ при последовательном поступенчатом повышении расхода газа через насыпную модель пласта при плоскорадиальной фильтрации.

При повышении давления фильтрации воды через насыпную модель до 100 psi выноса песка не наблюдалось.

Для проведения экспериментов при плоскопараллельной фильтрации использовалась другая модель, состоящая из кернодержателя и той же песчано-глинистой смеси. Кернодержатель выполнен в виде цилиндра объёмом 0,00021м³ . С одной стороны цилиндра находится трубка для подачи данных реагентов, с другой--трубка для выхода данных жидкостей или газа. Схема лабораторной установки насыпной модели пласта для плоскопараллельной фильтрации приведена на рисунке 3.

Лабораторные эксперименты по моделированию процесса эксплуатации газовой скважины при плоскопараллельной фильтрации проводились по следующей методике:

1. Приготавливалась насыпная модель пласта;

2. В режиме постоянного расхода (2 куб.см/мин) производилась закачка ацетона;

3. В режиме постоянного давления (0,2 атм.) производилась просушка насыпной модели пласта газом;

4. Производился замер минимального давления, соответствующего началу выноса породы

5. Производился замер исходной проницаемости насыпной модели пласта по газу на установке ТКА-209 (рисунок 3);

6. В режиме постоянного расхода (2 куб.см/мин) производилась последовательная закачка химических реагентов;

7. В режиме постоянного давления (0,2 атм.) производилась просушка насыпной модели пласта газом;

8. Производился замер конечной проницаемости насыпной модели пласта по газу на установке ТКА-209 при последовательном поступенчатом повышении давления на входе в насыпную модель с целью определения минимального его значения, приводящего к разрушению изучаемой модели;

9. Определялось минимальное значение давления, приводящего к разрушению модели, при прокачке водой.

Рис. 3. Схема лабораторной установки насыпной модели пласта плоскопараллельной фильтрации

1 - клапан подачи воздуха (ввод); 2 - установка для создания давления; 3 - регулятор подачи воздуха; 4 - манометр давления воздуха; 5 - трубка подвода воздуха к накопителю жидкости; 6 - соединительный элемент трубок; 7 - накопитель жидкости; 8 - нижняя емкость накопителя жидкости (сменная); 9 - фильтруемая жидкость; 10 - клапан подачи жидкости; 11 - трубка подачи жидкости; 12 - клапан на входе в кернодержатель; 13 - кернодержатель; 14 - мерная емкость.

Для приготовления раствора хлорида кальция:

· m(CaCl₂)=20г

· V(H₂O)=80мл

Для приготовления раствора гидрокарбоната натрия:

· m(NaHCO₃)=30г

· V(H₂O)=70мл

До и после прокачки данных химических реагентов проводилось определение проницаемости по газу:

Таблица 2. Результаты последовательной фильтрации водных растворов CaCI₂ иNaHСО₃ при последовательном поступенчатом повышении расхода газа через насыпную модель пласта при плоскопараллельной фильтрации.

При повышении давления фильтрации воды через насыпную модель до 100 psi выноса песка не наблюдалось.

Таблица3. Полученные значения проницаемости до и после прокачки химическими реагентами.

Укрепление призабойных зон данными химическими растворами для газовых скважин можно рекомендовать при следующих параметрах продуктивного пласта:

1. Интервал перфорации не должен превышать 50 м;

2. Техническое состояние скважины должно отвечать условиям задавки в пласт жидкостей под давлением;

3. Выдержанность проницаемости продуктивного пласта по разрезу, в том числе достаточно высокая вертикальная проницаемость.

Характеристика используемых химических реагентов для крепления призабойной зоны и технология его утилизации должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.1007-76.

Объектами для проведения обработок являются:

· скважины, вскрывающие продуктивные пласты, сложенные терригенными коллекторами;

· скважины, вскрывающие продуктивные горизонты, сложенные неустойчивыми горными породами.

Конструкция и техническое состояние скважины должны отвечать требованиям способа и технологии воздействия:

· эксплуатационная колонна и цементное кольцо должны быть герметичны (данные ПГИ);

· по рабочему давлению процесса эксплуатационная колонна должна иметь запас прочности не менее 1,3, а прочность цементного камня должна быть не менее 2,0 МПа на 1метр непроницаемой перемычки.

Основными признаками, свидетельствующими о необходимости проведения работ по предотвращению выноса песка и креплению призабойной зоны добывающей скважины:

· наличие механических примесей минерального происхождения в добываемой жидкости;

· наличие призабойной зоны, сложенной неустойчивыми горными породами.

Снижение проницаемости при моделировании газовой скважины после обработки насыпной модели пласта по жидкости водным раствором CaCI₂ и NaHСО₃ составляет 23,5-34,5%. Но, при этом, значительно увеличивается прочность породы, следовательно, становится возможным увеличение депрессии на пласт, тем самым поддерживая уровень добычи на прежнем уровне, но увеличивая безопасность эксплуатации.

Список используемой литературы

1. Басниев К.С. Подземная гидромеханика: учебник для вузов/ К.С. Басниев, И.Н. Кочина, В.М. Максимов.--М.:Недра, 1993. 416 стр.

2. Бурштейн М.А. Вопросы теории и практики ограничения пескопроявлений в нефтедобывающих и водозаборных скважинах/ М.А. Бурштейн, Г.Т. Вартумян, Г.Г. Гилаев, А.Т. Кошелев.--Краснодар: Советская Кубань, 2004.--224стр.

3. Зельцер П.Я. Крепление призабойных зон нефтяных и газовых скважин/ П.Я. Зельцер.--М., 1999.--61стр.

4. Снайдер Р. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах: Пер. с англ./ Пер. и ред. М.А. Цайгера.--М.:Недра, 1986.--176стр.

Размещено на Allbest.ru