Размещено на http://www.Allbest.Ru/

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное образовательное учреждение высшего образования

Северо-восточный федеральный университет им. М.К. Аммосова

Геологоразведочный факультет

Кафедра Недропользование

Научно-исследовательская работа

на тему:

Оптимальные режимы работы скважин в неустойчивых коллекторах

Выполнил: Холбек Хуррамов

Научный руководитель:

к. г.-м. н. Сивцев А.И.

г. Якутск, 2023 г.



Оглавление

• Введение
• Глава 1. Характеристика неустойчивых коллекторов
• Глава 2. Причины разрушения коллекторов и выноса песка
• Глава 3. Крепление скважин в неустойчивых коллекторах
• Заключение
• Литература


Введение

В настоящее время в пределах Центральной Якутии подготовлена крупная сырьевая база природного газа. Всего в Лено-Вилюйской нефтегазоносной провинции, охватывающей Центральную Якутию открыто 11 газовых и газоконденсатных месторождений. Месторождения приурочены к терригенным отложениям верхнего палеозоя и мезозоя. При этом нижнетриасовые продуктивные горизонты, содержащие большую долю запасов газа представлены осадочными породами, содержащими вулканогенные обломки, что делает их менее устойчивыми к разрушению. А юрские залежи, находящиеся на небольших глубинах изначально приурочены к слабосцементированным породам. Данные обстоятельства налагают особые требования по вскрытию, испытанию и разработке данных пластов.

Небольшие объемы добычи природного газа из-за ограниченности внутреннего потребления позволяют придерживаться щадящих режимов разработки месторождений. Вместе с тем планируются крупные проекты по увеличению добычи газа на месторождениях, что приведет к необходимости увеличения эксплуатационного бурения и кратного наращивания величин дебитов.

При больших депрессиях на пласт на скважинах, эксплуатирующих газовые месторождения Вилюйской синеклизы установлен обильный вынос песка из коллектора. Вынос песка в скважину становиться причиной образования глинисто-песчаных пробок в насосно-компрессорных трубах и на забое, что в свою очередь приводит к разрушению обсадных колонн и скважинных фильтров, снижению продуктивности скважин, абразивному износу скважинного и наземного оборудования и необходимости проведения дорогостоящих работ по капитальному ремонту скважин.

Актуальность проводимых исследований обусловлена необходимостью рассмотрения особенностей вскрытия, испытания и разработки залежей, приуроченных в неустойчивых коллекторах для разработки рекомендаций при составлении технологических схем разработки.

Целью работы является рассмотрение особенностей вскрытия, испытания и разработки залежей, приуроченных в неустойчивых коллекторах для разработки рекомендаций при составлении технологических схем разработки.

Для достижения цели поставлены следующие задачи:

- изучить характеристики неустойчивых коллекторов;

- рассмотреть причины разрушения коллекторов;

- выделить основные осложнения, связанные с неустойчивыми коллекторами;

Материалами исследования явились открытые источники из интернета, опубликованная научная литература и учебно-методические материалы.



Глава 1. Характеристика неустойчивых коллекторов

Как показывают исследования, проведенные в России и за рубежом, в процессе освоения, испытания и эксплуатации скважин твердые частицы выносятся из пласта вследствие разрушения в нем природного цементирующего материала. Это может происходить из-за: нарушения равновесия в массиве породы в приствольной зоне под воздействием горного и забойного давлений; влияния переменных механических нагрузок на пласт; воздействия нагрузок при фильтрации жидкостей; растворения цементирующего материала в результате большого притока пластовой воды.

Несцементированным считается пласт, не содержащий достаточного количества природного цементирующего материала, чтобы удержать слагающие породу зерна минералов во взаимном контакте в процессе притока нефти или газа к скважине. Такие характеристики присущи молодым осадочным породам третичного периода, например миоценового возраста.

Несцементированные породы классифицируются различной степенью консолидации. Отдельные виды песчаников имеют разную степень сцементированности. Порода продуктивного пласта может также изменяться, становясь менее сцементированной, в зависимости от дебита скважин, давления и других факторов.

Все породы охватываются диапазоном от хорошо сцементированных до полностью несцементированных. Тем не менее, применительно к поставленной задаче мы рассмотрим четыре основные типа пород: хорошо сцементированные, хрупкие, частично сцементированные и полностью несцементированные.

Хорошо сцементированные породы характеризуются сравнительно большим содержанием известковых или кремнистых минералов, связующих отдельные зерна. Такие породы имеют относительно высокую прочность при сжатии и отличаются значительной сопротивляемостью перемещению отдельных зерен песка, так что они редко способствуют возникновению осложнений, обусловленных поступлением в скважину пластового песка.

Хрупкие или полуустойчивые породы выглядят как хорошо консолидированные. Обычно они хорошо сцементированы, легко разбуриваются, в том числе колонковым долотом, и, по-видимому, достаточно прочны, чтобы не возникали проблемы пескопроявления. Тем не менее, в скважинах, вскрывших такие породы, первоначально в течение небольшого периода времени нередко наблюдается поступление пластового песка. Поставка песка может начаться также после истощения коллектора или после прорыва воды в добывающую скважину.

Частично сцементированные пласты. Зерна песка в них скреплены мягкой глиной и илом. Чаще всего такие породы имеют низкую прочность при сжатии и ограниченную сопротивляемость фильтрации пластового флюида. Скважины, вскрывшие подобные пласты, бывают пескопроявляющими на протяжении некоторого периода их эксплуатации.

Полностью несцементированные пласты могут содержать большие количества связующих минералов и в то же время оставаться неконсолидированными. Целостность пласта может сохраняться за счет проявления небольших по величине сил сцепления и уплотнения пород. Следовательно, любое движение пластового флюида в направлении ствола скважины приводит к иммобилизации песка.

Некоторые исследователи проводят классификацию пород по степени устойчивости (таблица 1). В глубоких скважинах, разрезы которых представлены мощными толщами глинистых формаций (глины, аргиллиты, алевролиты, мергели и глинистые сланцы), проблема устойчивости ствола имеет очень большое значение. Бурение таких скважин сопровождается образованием каверн, сужением ствола скважины, прихватами и сложностью сохранения керна. Классификация несцементированных коллекторов представлена на рисунке 1.



Таблица 1

Классификация пород по степени устойчивости

Степень устойчивости	Горные породы	Связь между зернами
Весьма неустойчивые	Рыхлые (пески, гравий, галечник)	Отсутствует
С изменяющейся устойчивостью	Плотные невысокой прочности, растворяемые или размываемые буровым раствором (глинистые породы, каменная соль)	Сложная (исчезающая при насыщении водой)
Слабоустойчивые	Скальные, но раздробленные; сбрекчированные (сцементированные брекчией или конгломератом, слабые песчаники, сланцы и угли)	Недостаточно прочная
Устойчивые	Породы высокой и средней твердости, монолитные или слаботрещиноватые, не размываемые буровым раствором (граниты, диориты, базальты, кварциты, песчаники и т.д.)	Прочная

Несцементированные пласты встречаются практически во всех основных нефтедобывающих регионах мира. С проблемами образования песчаных пробок на таких месторождениях часто сталкиваются при строительстве морских скважинах, а также скважин, продуктивные пласты которых представлены молодыми формациями. В этом отношении наибольшую известность: как на суше, так и на море получили месторождения на Северном побережье Мексиканского залива, в бассейне Лос-Анджелес, штат Калифорния (месторождение Уилменгтон), а также площади битуминозных песков в Канаде, в Индонезии, Нигерии, Венесуэле, Тринидаде и Тобаго. Значительные трудности, связанные с пескопроявлением, отмечаются также на озере Маракайбо, шельфе Норвегии и других районах Северного моря, шельфе КНР, в районе Западного побережья Африки и в центральной части России.

Подобные залежи в Западной Сибири впервые были открыты на Русском месторождении в конце 60-х - в начале 70-х годов. Была проведена пробная эксплуатация, но вопрос о дальнейшей разработке залежи все еще остается открытым.

Впоследствии был открыт целый ряд пробных залежей на месторождениях: Антипаютинском, Барсуковском, Ваньеганском, Комсомольском, Мессояхском, Северо-Комсомольском, Тазовском, Харампурском и др.

Рис. 1. Классификация неустойчивых коллекторов

На данный момент на этих месторождениях установлено свыше 500 млн. т извлекаемых запасов нефти категории С1, но по различным причинам они не разрабатываются. Основными причинами, препятствующими введению этих месторождений в разработку, является вынос песка из слабосцементированного коллектора.

Отложения верхнеаптсеноманского нефтегазоносного комплекса распространены по всей территории Западно-Сибирской плиты. С ними связаны крупнейшие и уникальные газовые и газонефтяные залежи. В бассейнах р. Надым, Пур, Таз открыты крупнейшие газовые и нефтегазовые залежи на Уренгойском, Медвежьем, Ямбургском, Заполярном, Комсомольском, Губкинском, Русском и других месторождениях.

По данным анализа петрографических зависимостей для сеноманских продуктивных отложений этих месторождений, полученных в результате лабораторных исследований кернового материала, все породы по своим коллекторским свойствам Ю.Г. Тер-Саакяном разделены на три группы, представленные в таблице 2.



Таблица 2

Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов газоносной толщи сеноманских отложений

Свойства коллекторов, ФЕС	Коэффициент открытой пористости,%	Коэффициент газонасыщенности	Коэффициент проницаемости, мкм2	Содержание глины и карбонатов,%
Низкие	19,9-24,2	0,04-0,25	0,002	42-62
Средние	24,2-29,5	0,25-0,60	0,002-0,21	30-42
Высокие	29,5-40,7	0,60-0,90	0,21-3,5	15-30

Содержание глинистого и карбонатного цемента определяет ФЕС (фильтрационно-емкостные свойства) коллектора. Среднее содержание глинистой (размер частиц d ? 0,01 мм) и алевролитовой (d=0,1-0,01 мм) фракций примерно одинаково равнозначно и в сумме составляет около 97%, карбонатность пород меняется от 0 до 18%.

Во второй группе с средними ФЕС преобладает алевролитовая фракция, среднее содержание которой составляет 55%, на долю глинистой фракции приходится в среднем 24%, а на долю песчаной 9%. Средняя величина карбонатности составляет 12%.

Третья группа пород имеет наибольшее распространение в разрезе скважин и характеризуется лучшими ФЕС. Это связано со снижением содержания глинистой фракции до 25% и увеличением объема песчаной в среднем на 26%.

Сотрудниками ООО «Уренгойгазпром» коллектора с высокими ФЕС подразделяются на пять типов: песчаники с низкими ФЕС, средними ФЕС, высокими ФЕС, очень высокими ФЕС и сверхвысокими ФЕС - суперколлектора. Главными признаками суперколлекторов является низкое содержание до 6% глинистых фракций, которые представлены в основном иллитами (43%) и каолинитами (43%), содержание песчаной фракции до 94%, состоящей из кварца (55%) и натриево-калиевых шпатов (37%) с не-значительными включениями доломитов (1%) и седиритов (1%) - таблицы 3, 4. Проницаемость таких коллекторов достигает 3,5 мкм². Суперкол-лектора имеют очень низкие прочностные свойства и способны разрушаться при минимальных депрессиях от 0,1 до 0,4 МПа.

Таблица 3

Минералогический состав песчаных коллекторов сеноманских газовых скважин УГКНМ (по данным рентгеновского анализа)

Минералы	Кварц	Калиевый полевой шпат	Натриевый полевой шпат	Доломит	Сидерит	Глины
Содержание, %	55	17	20	1	1	6

Таблица 4

Минералогический состав глинистой составляющий (по данным рентгеновского анализа)

Глины	Иллит	Каолинит	Хлорит	Смектит
Содержание, %	43	43	2	12

Ахметовым А.А. установлено, что песок в основном выносится из интервала залегания суперколлекторов с поверхности фильтрации при определенном режиме эксплуатации. По мере эксплуатации на поверхности фильтрации формируются дефекты, напоминающие по форме коррозионные раковины или язвы, которые в итоге приводят к более интенсивному разрушению коллектора, характеризующимся значительным выносом песка до нескольких килограммов в сутки.

В начальный период эксплуатации скважин разрушения продуктивных коллекторов не происходит, если депрессия на пласт не превышает предельной величины для данного типа коллектора. Для суперколлекторов в начальный период эксплуатации предельная депрессия на пласт составляет 0,5-0,6 МПа, а для более плотных коллекторов 1,0-1,2 МПа. По мере роста объема накопленной добычи газа, увеличения притока воды, снижения пластового давления величина предельно-допустимой репрессии снижается. Установлено, что максимальные объемы поступающего газа от 45 до 75% дебита приурочены к интервалам залегания суперколлекторов таблица 5. При этом высокие фильтрационные скорости и поступление вместе с газом пластовой воды способствует разрушению слабосцементированных коллекторов.

При накоплении объема добычи газа в расчете на один метр супер-коллектора до 300-400 млн. м³/м и более, а также при интенсивном притоке вод суперколлектор начинает разрушаться при депреcсии менее 0,3 МПа. В условиях поступления пластовой воды разрушение суперколлектора может происходить при меньших объемах накопления добычи и депрессиях менее 0,1 МПа.

Таблица 5

Результаты исследований механических примесей в зависимости от накопленного отбора газа

№ скважины	Интервал перфорации	Текущий забой	Отношение текущего дебита к проектному	Отношение текущего дебита к проектному	Отношение текущего дебита к проектному, мм
	Толщина суперколлектора		Скважины	На 1 м супер-коллектора	Минерализация, г/л	0,5-0,297	0,297-0,147	0,147-0,00
1	3	4	5	6	8	9	10	11
285	1177-1197 6	1191	16,5	2,8	0,56	1,86	79,28	18,86
214	1103-1139 15	1121	16,8	1,1	0,5	5,91	70,8	23,23
463	1200-1235 32	1202	20,5	0,6	16,8	1,46	74,6	23,8
482	180-1202 4	1235	21,7	5,4	0,265	3,2	69,4	27,3
1226	1197-1215 7	1195	6,8	1,0	17,9	1,6	62,9	35,6
5141	1165-1203 15	1154	10,0	0,7	17,24	0,56	62,4	37,0
254	1179-1221 32	1190	19,7	0,6	17,96	1,9	76,6	21,5

Вынос песка и образование песчаных пробок на забое наблюдается в основном в нижележащих интервалах поступления газа, которые работают в наиболее сложных условиях. В вышележащих интервалах поступления газа когда динамический уровень жидкости ниже подошвы интервала, разрушение коллекторов наблюдается при накоплении объема добычи более 1000 млн. м3/м. Разрушение продуктивных коллекторов таким образом, происходит ступенчато от нижних к верхним интервалам притока газа в скважину.

Средние значения выноса песка в сеноманских газовых скважинах УНГКМ в зависимости от дебита и наличия суперколлектора колеблются от 0,004 г/м³ до 0,5 г/м³ (от нескольких граммов до нескольких килограммов в сутки) таблица 6.

Фракции 0,5-0,104 мм являются основой керна и в породах супер-коллектора составляют 90,4% по массе, а в составе песчаных пробок - 45%. Основной объем выносимого песка составляют фракции 0,147 до 0,01 мм - 81,8% рисунок 2. Таким образом, из пласта сначала выносятся мелкие фракции песка, а затем, по мере роста суффозии, начинается разрушение суперколлектора и фракционные составы выносимого песка и керна будут сближаться.

Таблица 6

Результаты исследований водопескопроявляющих скважин Уренгойской группы месторождений при промывке песчаной пробки

Скважины	Интервал промывки, м	Вынос примесей, г	Минерализация проб воды, г/л
		вода	песок
1	2	3	4	5
1872	1220-1222	35000	1440	17,3
122	1210-1220	8000	80	16,5
164	1173-11481	350	80	7,7
214	1121-1219	230	Нет	3,2
285	1185-1199	1500	Нет	1,5
322	1190-1213	20000	123	0
463	1208-1403	300	Нет	0
482	1192-1235	60	32	0,3
4131	1185-1210	20	32	0
512	11810-1229	8000	Нет	0,7
514	1146-1150	850	Нет	0
592	1182-1184	Нет	Нет	0,2
682	1142-1232	300	560	0
6102	1216-1233	750	Нет	0,2
6121	1181-1185	850	Нет	1,5
6132	1204-1240	650	40	1,7
7121	1140-1154	200	640	3,3

Результаты проведенных исследований показателей работы газовых скважин, вскрывающих сеноман Уренгойской группы месторождений позволил разделить их на три группы по интенсивности выноса песка:

I - скважины, в которых разрушение коллектора в настоящий период не происходит -31%;

II - скважины, в которых разрушение коллектора происходит с образованием разрушающихся песчаных пробок с незначительным снижением дебита - 41%;

III - скважины, в которых интенсивное разрушение коллекторов с образованием песчаных псевдосжиженных пробок с перекрытием интервала перфорации и башмака НКТ со значительным снижением дебита (в 3-5 раз) и даже прекращением поступления газа - 28%.

Рис. 2. Гранулометрический состав кернового материала и песчаной пробки сеноманских скважин Уренгойской группы месторождений



Эти группы скважин соответствуют классификации коллекторов с низкими, средними и высокими ФЕС, причем третья группа скважин вскрывает интервалы, приуроченные к суперколлекторам.

технологический крепление скважина неустойчивый коллектор

Глава 2. Причины разрушения коллекторов и выноса песка

Разрушение слабосцементированных коллекторов может происходить вследствие растворения и выноса цементирующего материала и проявления капиллярных сил в результате большого притока пластовой воды.

Прочность глинистого цемента - следствие геологических процессов, приводящих к обезвоживанию глинистых осадков. Вмешательство человека нарушает физико-химический баланс, существующий между глинистыми частицами и их окружением, при обводнении пласта состав жидкости в порах между песчинками меняется, глинистые частицы могут набухать, и как следствие, прочность глинистого цемента снижается.

Основной причиной разрушения призабойной зоны является завышенная величина градиента давления на стенки скважины и скорость фильтрации жидкости. Давление и величина скорости фильтрации определяются расстоянием рассматриваемой точки поля от оси скважины.

В процессе строительства скважины гидростатическое давление столба промывочной жидкости уравновешивает напряжение в призабойной зоне и способствует сохранению устойчивости стенок скважины.

При вызове притока (эксплуатации скважины) равновесное состояние системы скважина-пласт нарушается, происходит разрушение и пластическое течение рыхлых пород, усиливающееся фильтрационными процессами при перемещении пластовой жидкости к забою.

При больших значениях дебитов растягивающие усилия приводят к разрушению забоя и выносу частичек породы из скважины (или скоплению их на забое). Очевидно, чем выше дебит скважины, тем больше перепад давления на забое скважины и радиус возмущенной зоны и выше напряжения в нефтеносных горизонтах. При достижении критических растягивающих напряжений, превышающих пределы упругости пород, возможно разрушение пород с последующим выносом песка в ствол скважины.

Показано, что при длительном нагружении горных пород, наблюдается явление статической усталости, приводящее к постепенному разрушению материала коллектора. Наличие зависимости прочности от времени при статической нагрузке, получившая название статической усталости, отмечалось многими исследователями. В этой связи многие нефтяные, газовые, газоконденсатные и водозаборные скважины оборудуют фильтрами различных конструкций. Их наличие приводит к перераспределению напряжений в призабойной зоне, увеличению гидравлических сопротивлений, повышению устойчивости пород призабойной зоны усталостным разрушениям, снижению пескопроявлений и т.п.

Механизм разрушения слабосцементированного коллектора рассматривают как отрыв от поверхности образца частиц породы, имеющих форму конуса, вершина которого в процессе размыва перемещается в сторону, противоположную направлению фильтрации. В основе теоретических предположений лежит гипотеза о том, что напряженное состояние в призабойной зоне создается весом вышележащих пород, давлением жидкости и напряжением в скелете породы:

Рг = Рпл + ?ск,

где Рг - суммарное горное давление, МПа;

Рпл - давление пластового флюида, МПа;

?ск - напряжение в скелете породы, МПа.

Направление нормальных напряжений в скелете породы ?1, ?2, ?3 зависит от геологических и топографических условий залегания пласта.

Коэффициент бокового давления К=?1/?3 представляет собой отношение вертикальных и горизонтальных напряжений. Значение нормальных и касательных напряжений определяется по теории прочности О. Мора.

В связи с тем, что при вскрытии продуктивного пласта появляется свободная поверхность, в приствольной зоне изменяются все три компоненты давления, приводящие к деформации порового коллектора и изменению его фильтрационных свойств.

Прочность пород на сжатие понижается в несколько раз при воздействии на продуктивный коллектор неминерализованным фильтратом промывочной жидкости. Проведенный под наблюдением Г.Т. Овнатанова несложный эксперимент с керновым материалом Русского месторождения показал, что образцы нефтенасыщенного керна, погруженные в стаканчик с водопроводной водой без обработки и с обработкой ПАВ ОП - 70,2% (масс), через сутки полностью подобный образец керна в нефти этого месторождения сохранил свою структуру. Отсюда сделан вывод о вредном влиянии фильтрата применяемых промывочных жидкостей на прочностные свойства коллектора и поставлен вопрос о необходимости вскрытия продуктивных отложений, безводными растворами на нефтяной основе для предотвращения пескопроявлений в дальнейшем.

Одной из причин пескопроявлений, образования песчаных пробок является несоответствие выбора конструкции забоев скважин способам вскрытия.

Существующие способы перфорации обсадных труб против продуктивных пластов приводят к разрушению цементного камня, причем в значительном удалении от вскрываемых участков, что ведет к обводнению скважин и выносу песка даже в устойчивых коллекторах. При многократных залпах перфораторов при вскрытии пластов кумулятивными снарядами происходит встряхивание обсадной колонны, что приводит к отслаиванию цементного камня от нее, и кроме того, зачастую к разрушению обсадной колонны.

Образование продольных трещин в колонне, нарушение целостности цементного камня, нарушение плотности контакта цементный камень - порода, цементный камень - обсадная колонна приводят к выносу песка и образованию песчаных пробок.

Кроме того, при освоении скважин, как правило, производятся стимулирующие обработки призабойной зоны продуктивных горизонтов проведением солянокислотных обработок (СКО), гидроразрыва пласта (ГРП), имплозионного воздействия и т.д. Характерной особенностью этих операций является создание высоких избыточных давлений на призабойную зону продуктивных пластов - депрессий и репрессий. Депрессии при этом достигают 15-20 МПа, а репрессии 30-50 МПа. Воздействие столь высоких гидродинамических нагрузок на элементы крепи и фильтр скважины - один из главных факторов нарушения герметичности разобщения пластов в заколонном пространстве, возникновение заколонных и межпластовых перетоков пластовых флюидов, прорыва подошвенных вод к забою скважины, обводняющих добываемую продукцию и вынос песка.

Существующие способы перфорации обсадной трубы против продуктивного пласта приводят к разрушению цементного камня, причем в значительном удалении от вскрытых участков, что является одной из причин преждевременного обводнения скважин и выноса песка. Известно, что ударная волна по металлу распространяется в 8 раз быстрее, чем по цементному кольцу. При многократных залпах при вскрытии пласта кумулятивными снарядами происходит встряхивание обсадной колонны, что приводит к отслоению цементного камня от неё. Как показывают исследования, подобные нарушения наблюдались в шести из десяти исследованных скважин в интервале от 2 до 6 м от перфорированных отверстий и четыре из (40%) обводнялись процессе освоения. В процессе перфорации обсадная колонна подвергается значительной объемной деформации с образованием преимущественно продольных трещин по телу трубы. Эти механические нарушения происходят, как правило, при первом залпе перфоратора; при последующих залпах не образуется новых трещин, а лишь увеличиваются размеры имеющихся. Часто окончание единичных трещин становится началом других; приводя к выпадению кусков трубы, т.е., механическому разрушению колонны. Все это создает условия для возникновения и развития процесса пескопроявления.

Результаты опытов, проведённых как в лабораторных условиях, так и в скважинах показывают, что при перфорации колонн, как пулевым залповым перфоратором, так и корпусным кумулятивным перфоратором (ПК-103) внутри колонны в интервале перфорации образуются мощные гидравлические удары (280 МПа и более). Причем мгновенное действие этих ударов приводит не только к разрушению цементного камня, но зачастую, и к разрушению обсадной колонны.

В таблице 7 приводятся сведения о влиянии перфораций на целостность патрубков из 146 мм обсадных труб.

Кроме указанного, при этих способах перфорации возникают аварии из-за прихвата перфорационных снарядов, из-за малого зазора между диаметром снаряда и внутренней стенкой обсадных труб, особенно при перфорации летучек, хвостовиков, а также эксплуатационных колонн при капитальном ремонте скважин.

Таким образом, рассматривая работу колонны во взаимосвязи с цементным кольцом и окружающими горными породами, можно сделать вывод, что применение этой конструкции в скважинах со слабосцементированными коллекторами почти всегда сопряжено с пескопроявлением. На рисунке 3 представлена схема основных причин разрушения неустойчивых коллекторов и выноса песка.

Таблица 7

Данные о влиянии перфорации на целостность патрубков

Исследователи	Тип перфоратора	Количество исследованных патрубков	% разрушенных патрубков
Пигров В.М. и др. Денисов Г.Г. Абрамян С.Д. и др. Гусейнов М.А. и др.	АПХ ПКР-55 ПК-103 ПКС-105 АПХ-98 ТПК-22 ПК-103 АПХ-98 ПБ2-100 ПКС-105	602 1 1 1 1 1 19 19 19 19	39 100 100 100 100 100 15 25 30 100

Рис. 3. Причины разрушения неустойчивых коллекторов и выноса песка

Глава 3. Крепление скважин в неустойчивых коллекторах

Решение проблемы борьбы с выносом песка в ствол скважины связано с необходимостью предотвращения пробкообразования при испытании и эксплуатации скважин, повышения их производительности, уменьшения затрат на капитальный и текущий ремонт скважин.

Изучение промыслового опыта показывает, что в настоящее время наиболее рациональными путями борьбы с выносом песка являются создание новых конструкций забоев скважин и способов вторичного вскрытия продуктивных пластов. Это:

- установка фильтров различной конструкции (проволочные, щелевые, гравийные и др.);

- закрепление пород в призабойной зоне с использованием различных способов и материалов (тампонажные составы, смолы, химические растворы и т.д.)

Основные методы эксплуатации скважин с пескопроявляющими коллекторами представлены на рисунке 4.

Рис. 4. Методы эксплуатации скважин с пескопроявляющими коллекторами

Следует отметить, что пескопроявления могут играть и положительную роль, но только в том случае если при эксплуатации маломощных пластов, сложенных из малопроницаемаых пород, вынос песка и частичек разрушенных пород приводит к увеличению проницаемости призабойной зоны, а следовательно, к увеличению дебита скважин.

С этих позиций существующие методы эксплуатации пескопроявляющих скважин можно условно разделить на две большие группы:

- методы эксплуатации скважин с выносом песка на поверхность;

- методы эксплуатации с предотвращением выноса песка из пласта.

Для первой группы методов характерным является применение различных технико-технологических решений по обеспечению очистки поступающего в скважину песка в призабойной зоне или предупреждению его негативного воздействия на скважинное оборудование. Так, например:

- выполнены экспериментальные исследования и получены эмпирические зависимости по определению высоты псевдосжиженного слоя и скорости выноса песка в зависимости от безразмерных критериев Архимеда (Аr), Рейнольдса (Re) и Хендстрема (Хе), а также влияния полимерных добавок на образование псевдосжиженного слоя.

- дается гидродинамическое обоснование применения вязкопластичных жидкостей в зазорах пары полунжер-цилиндр для смазки и защиты насоса от преждевременного износа.

- даны рекомендации по определению критических дебитов скважин и глубины подвески ЭЦНУ и ШГНУ, обеспечивающих вынос заданного размера песчинок с забоя скважины.

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.

К механическим методам относятся противопесочные фильтры различной конструкции. Это гравийно-намывные, каркасногравийные, многослойные сетчатые, гравийно-набивные и другие фильтры.

Фильтр - это специальное устройство, устанавливаемое в скважину с целью очистки добываемого из пласта флюида от пластового песка и других инородных примесей. Фильтр должен пропускать флюид и иметь при этом минимальное гидравлическое сопротивление, надежно предохранять скважину от проникновения твердой фазы, образования пробок и существенного снижения дебита. В этой разновидности методов борьбы с песком наиболее важным конструктивным аспектом является правильный выбор ширины щелей или размера пор гравия по отношению к диаметру частиц выносимого пластового песка. Крайне важны также и другие параметры, например, характеристики гравия, степень уплотнения и качество материала, конфигурация щелей и конструкция фильтров.

Существует четыре основные технологии оборудования скважин фильтрами:

- оборудование забоя скважины колонной с отверстиями и заглушками;

- оборудование обсаженных добывающих скважин вставными фильтрами с гравийной набивкой;

- создание гравийных фильтров в вырезанном продуктивном участке эксплуатационной колонны - «суперколлекторе» в процессе проведения капитального ремонта;

- оборудование скважин гравийными фильтрами в процессе заканчивания их бурением. При использовании данного способа продуктивный интервал не перекрывают обсадной колонной. Скважина работает с открытым стволом, в расширенном интервале «суперколлектора» которого установлен гравийный фильтр.

В условиях механических мастерских изготавливают низ обсадных труб в виде фильтра с заранее перфорированными отверстиями с заглушками на длину, соответствующей толщине продуктивного пласта. После цементирования скважины обычным способом и ОЗЦ пробки разрушаются. Растрескивание и удаление остаточного цементного камня против образовавшегося отверстия осуществляется либо созданием депрессии на пласт, либо созданием избыточного давления в колонне и последующей продавкой в пласт перфорационной среды. При этом создаётся канал гидродинамической связи с пластом, а при продавке перфорационной среды одновременно производится обработка призабойной зоны пласта для повышения продуктивности.

По принципу разрушения блокирующей пробки способы разделяются на химические и механические представленные на рисунке 5.

Научно-техническим Центром «ЗЭРС» производится фильтр беспроволочный типа ФБ с полыми пробками «колпачками» (исполнение К) и без них. Пробки устанавливаются в отверстия корпуса и обеспечивают герметичность фильтра до 15 МПа при внутреннем избыточном давлении. Таким образом, может быть осуществлена промывка скважины через башмак колонны. Полые пробки удаляются путем их механи-еского разрушения. Максимальное допустимое давление опрессовки фильтра в исполнении с полыми пробками составляет 15 МПа.

Рис. 5. Способы разрушения блокирующей пробки фильтров

Способы бесперфораторного вскрытия пластов могут быть осуществлены в режиме репрессии на пласт (например, с одновременной обработкой призабойной зоны) или в режиме депрессии.

Эффективность вскрытия продуктивных пластов без перфораторов показана во многих исследованиях. Установлено, что время вскрытия пластов бесперфораторным способом в среднем в 7 раз меньше, чем кумулятивным способом, при снижении в 8 раз стоимости операции (таблица 9). Кроме того, осуществление бесперфораторного способа вскрытия не требует установки грузоподъемных сооружений и возможно в любое время суток (кумулятивную перфорацию проводят только в светлое время суток). Данный технологический прием оборудования забоя скважины предполагает оснащение эксплуатационной колонны против продуктивного интервала обсадными трубами с «заглушками».

В практике предотвращения пескопроявлений широко используют щелевые (проволочные, сетчатые, штампованные), гравийные, создаваемые на устье скважины (корзинчатые, кожуховые, коробчатые и др.), гравийные, создаваемые на забое скважин.

Более предпочтительным по сравнению с потайной колонной и фильтром с проволочной сеткой представляется использование набивки из высокопроницаемого материала, обычно гравия с пластиком. Такой фильтр, однако, сам закупоривается грязью и мелкими частицами, поэтому очень важным представляется очистка скважины от глинистой корки и породы из обрушенных стенок скважины до установки гравийной набивки. К сожалению, слабосцементированные породы склонны к обрушению и после очистки скважины от глинистой корки и прокачивания чистой жидкости.

Даже в случае успешной установки гравийной набивки и сохранения максимальной проницаемости при эксплуатации скважин там задерживаются частицы лишь того размера, на который она рассчитана. Так как размер гравия, идущего на набивку, обычно в 6 раз превышает средний размер зерна пластового песка примерно в 50% случаев меньше среднего (100 мкм), значительное его количество заполнит гравийную набивку до установления стабильного режима. Это мало повлияет на продуктивность, однако если в продуктивном интервале большой процент песка имеет размеры меньше указанного, то произойдет «сильная» закупорка фильтра.

Кроме того, гравий постепенно уплотняется, оседает, часть его выносится с продукцией скважины, поэтому через некоторое время после создания гравийной набивки вынос песка в скважину возобновляется.

Известен способ заканчивания скважин, включающий в себя спуск в продуктивную часть пласта перфорированных труб, оборудованных по наружной поверхности фильтром из пористого материала, предварительно пропитанного специальным герметиком. После установки колонн в продуктивной части пласта проницаемость фильтра восстанавливается с помощью кислоты и растворителя. Недостатком данного способа является возможность повреждения или полное разрушение фильтра в процессе спуска колонн, особенно в сильно искривленных скважинах или имеющих горизонтальное окончание, а также уменьшение пропускной способности скважины из-за увеличения наружного диаметра труб, оборудованных наружным фильтром и невозможность предупреждения обрушения стенок продуктивной части пласта, сложенной неустойчивыми породами.

Использование фильтров имеет ряд общих недостатков:

- засорение фильтра механическими примесями (песок, ил) приводит к снижению дебита скважины;

- бактериологическое зарастание фильтров вызывает их коррозию и приводит также к снижению дебита скважины;

- установка таких фильтров не предотвращает разрушения пород продуктивного пласта;

- проволочные и сетчатые фильтры недолговечны, быстро разрушаются под воздействием агрессивных пластовых флюидов;

- использование фильтра связано с применением пакера, его надежной герметизацией. Применение такой схемы предполагает сначала спуск и посадку пакера, затем спуск УЭЦН, что сопряжено с повышенными затратами на подземные работы;

- очистка фильтра требует подъема УЭЦН, глушения скважины, которое, как правило, приводит к снижению потенциального дебита;

- стоимость самих фильтров и их эксплуатация сравнимы со стоимостью УЭЦН.

К физико-химическим относятся методы закрепления коллекторов путем коксования нефти в призабойной зоне, а также сочетание физических (температура, перепады давления и т.д.) и химических (химреагенты и продукты реакции) методов.

Химические методы основаны на искусственном закреплении при-забойной зоны пласта (ПЗП) смолами, цементом, с соответствующими наполнителями, пластмассами и т.д. При этом коллекторские свойства пласта не ухудшаются.

К химическим методам предупреждения пескопроявлений относится использование методов закрепления призабойной зоны пласта (ПЗП) смолами и составами, формирующими проницаемый тампонажный камень, выполняющими роль фильтра. Эти методы позволяют сохранить коллекторские свойства пласта, обеспечивают вторичное вскрытие в щадящем режиме, чем способствуют предотвращению выноса песка в скважину.

В эксплуатационных скважинах для борьбы с выносом песка в основном прибегают к упрочнению приствольной зоны в интервалах залегания слабосцементированных пластов-коллекторов смолами. Для закрепления песков в мировой практике используют фенольные, фурановые и эпоксидные смолы.

Для создания за колонной в интервалах залегания продуктивных пластов проницаемых искусственных фильтров непосредственно в процессе первичного цементирования скважины используются цементно-песчаные, цементно-полимерные, материалы на основе смол, песчано-солевые, смолосолевые и другие смеси, например, с добавками нефти или пористого наполнителя, после затвердевания которого получается пористый и прочный камень.

Наиболее известным является состав под названием «Контарен». Полимерные составы типа «Контарен» содержат в своем составе смолу ТС-10 + уротропин (гексаметилентетрамин) + вода + до 20% минеральных солей. В качестве минеральных солей в состав входит поваренная соль, доменный шлак и аглоруда в отношении 10:24:66. Размер этих наполнителей от 0,5 до 30 мм. Помол производится при температуре от +600 до +650 °С, что усложняет технологию и увеличивают время приготовления раствора. Кроме того, разработанная во ВНИИнефть технология крепления призабойной зоны пласта включает: спуск и цементирование обсадной колонны до кровли продуктивных пород; расширение ствола скважины в интервале продуктивного пласта; заполнение расширенной части пласта раствором типа «Контарен»; спуск хвостовика до забоя и отвердение закачанного материала; разбуривание последнего в хвостовике; перфорацию хвостовика без разрушения искусственного фильтра на всю его толщину, для чего перфораторы оборудуются стальными (вместо алюминиевых) заглушками толщиной 5 мм, после чего, прокачивается водный раствор хлорида кальция.

Из вышеперечисленного видно, что технология приготовления и применения раствора типа «Контарен» в промысловых условиях очень сложна, требует специального оборудования, занимает большое количество времени и образуемые коллекторы обладают незначительной твердостью, в пределах от 2 до 4,5 МПа.

Для работы в добывающих скважинах разработаны более эффективные методы предупреждения пескопроявления [9], которые позволяют получить коллектор с большей твердостью и более высокий проницаемостью. Этот эффект достигается вследствие использования алкилрезорцино-формальдегидной или фенолрезорцино-формальдегидной смол со среднечисловой молекулярной массой 250 - 350, а в качестве отвердителя - параформ и дополнительно -- карбонат аммония при следующих соотношениях компонентов, масс.ч;

Алкилрезорцино-формальдегидная или

Фенолрезорцино-формальдегидная смола - 100;

Параформ - 10-15;

Карбонат аммония - 10-20.

Введение в состав параформа обеспечивает отвердение смолы в щелочной среде, характерной для пластовых вод и буровых растворов, без введения кислотного реагента. Отвердение смолы в щелочной среде в сочетании с особенностями смол ФР-100 и ФР-50 позволяет получить более прочные коллекторы в прискважинной зоне.

Протекание реакции разложения карбоната аммония требует создания пластовой температуры до +60°С и выше искусственным путем. Возникает необходимость применения специального оборудования, что усложняет технологию проведения работ. Все это несколько ограничивает область применения выше предложенного состава.

Поэтому для работы в низкотемпературных скважинах, имеющих пластовую температуру менее +60°С предлагается использовать состав, содержащий вместо карбоната аммония бикарбонат натрия с последующей прокачкой раствора кислоты (любой), обеспечивающей рН среды от 3,5 до 2,5, например, синтетической виноградной. При следующих соотношениях компонентов, масс. частей:

Алкилрезорцино-формальдегидная смола (ФР-100) - 100;

параформ - 10-15;

бикарбонат натрия - 10-35

Использование и создание фильтра, содержащего в своем составе фенолформальдегидную смолу марки ВР, соляную кислоту и кварцевый песок имеет ряд отрицательных сторон. Во-первых, этот состав имеет низкую проницаемость для нефти (400 мД), что приводит к снижению добычи нефти; во-вторых, состав имеет низкую прочность (1,25 МПа), что не позволяет длительное время сохранять целостность фильтра и сохранить его первоначальную проницаемость; в-третьих, входящая в состав фенолформальдегидная смола очень токсична и имеет неприятный запах.



Заключение

Работа газовых скважин на поздней стадии разработки залежи сопровождается выносом песка и воды, заколонными перетоками газа, воды и возникновением межколонных давлений.

Разрушение призабойной зоны в целом зависит:

· от падения пластового давления;

· наличия суперколлекторов в интервалах перфорации;

· появления в интервале пластовой воды и как следствия вымывания цементирующего материала и нарушения действия капиллярных сил сцепления;

· режима работы скважины и количества суммарного объема газа, а также методов вторичного вскрытия продуктивного пласта.

Анализ последствий выноса песка в скважину показал необходимость устранения причин выноса песка, путем разработки технических средств и технологий предупреждения возникновения осложнений, связанных с выносом песка и воды еще на этапе строительства скважин.

Применение механических методов предотвращения выноса песка в скважину связано с применением фильтров различной конструкции. Однако их установка не предотвращает разрушения пород, слагающих продуктивный пласт, фильтры заиливаются, подвергаются коррозии.

Опыт применения проволочных фильтров в газовых скважинах показал их преимущество по сравнению с сетчатыми, гравийно-цементными и керамическими фильтрами. За время эксплуатации сетчатые фильтры полностью разрушаются и выходят из строя. В тоже время проволочные фильтры, как показывают результаты их эксплуатации, дают высокую надежность в работе, достаточную прочность и способность к регенерации свойств практически до первоначального уровня. Гравийно-намывные фильтры плохо поддаются регенерации, однако извлечь их на поверхность, невозможно.

Укрепление призабойной зоны смолами можно рекомендовать в случае отсутствия выноса песка до обработки (при наличии каверн или нарушении структуры пласта трудно получить однородное распределение смолы).



Литература

1. Аксенова, Н.А. Исследование и разработка техники, технологии заканчивания скважин с неустойчивыми коллекторами [Рукопись]: дис. … канд. техн. наук: 25.00.15 / Н.А. Аксенова; ТюмГНГУ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. - 177 с.

2. Ахметов, А.А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. Проблемы и решения / А.А. Ахметов. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. - 219 с.

3. Мелик-Асланов, Л.С. Исследование некоторых вопросов вскрытия мезозойских отложений Азербайджана: труды АзНИИДН / Л.С. Мелик-Асланов, О.А. Сидоров, М.Д. Насиров. - Баку, 1972. - Вып. XXII. - С. 385-392.

4. Зотов, Г.А. Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах / Г.А. Зотов, А.В. Динков, В.А. Черных. - Москва: Недра, 1987. - 172 с.

5. Варгас, Л. Борьба с выносом песка / Л. Варгас // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. - 1982. - №10. - С. 25-28.

6. Методы борьбы с выносом песка из нефтяных скважин: обзорная информация. Серия нефтепромысловое дело. - Москва, 1980. - С. 11-16.

7. Технология крепления призабойной зоны пескопроявляющих добывающих и паронагнетательных скважин / В.И. Дадыка [и др.] // Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений. -Москва, 1988. - С.

Размещено на allbest.ru

...