СОСТОЯНИЕ И РАЗВИТИЕ РАБОТ В ОБЛАСТИ КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЕСКОПРОЯВЛЯЮЩИХ СКВАЖИН
Строганов В. М., Дадыка В. И., Гилаев Г. Г., Гиринский Ю. В., Корниленко Ю. В.
ОАО "РосНИПИтермнефть", НПФ "Нитпо", НПО "Роснефть-Терынсфть", ОАО РИ "Пурнефтегаз"


Одной из проблем эксплуатации скважин со слабосцементированными коллекторами является ограничение или полное исключение выноса песка. Решение проблемы борьбы с выносом песка связано с необходимостью предотвращения пробкообразования в скважинах, повышения их производительности, снижения себестоимости нефти, уменьшения затрат на текущий и капитальный ремонты скважин.

Для борьбы с выносом песка созданы специальные конструкции фильтров, для крепления пород призабой-ной зоны разработаны десятки составов на основе минеральных вяжущих и полимеров, испытана технология их применения. Некоторые составы являются перспективными, после соответствующей доработки они найдут широкое применение при ремонте скважин (составы на основе СФЖ, вспененных полимеров, Контарен-2, пеноцементы и др.).

В целом успешность работ по креплению призабойной зоны остается низкой и составляет 50-60%, велика продолжительность и стоимость одного ремонта, Количество скважин, требующих крепления призабойной зоны, растет из года в год. Отсутствует технология крепления скважин, законченных бурением, специально для профилактики предупреждения пескопроявлений.

Анализ промыслового материала показывает, что успешность крепления призабойной зоны скважин зависит от точного соблюдения технологии. Основными нарушениями при креплении призабойной зоны скважин различными крепящими составами являются;

– несоблюдение рецептуры крепящего состава;

– несоответствие свойств выбранного состав геолого-техническим условиям скважины (температура в зоне крепления, проницаемость пород, обводненность нефти и др.);

– низкая приемистость скважин;

– отсутствие промывки (очистки) от песка скважины перед ее креплением;

– промывка скважины после окончания процесса крепления производится в недостаточном объеме;

– отсутствие анализов на содержание механических примесей (песка) в добываемой продукции до и после крепления иризабойной зоны;

– глушение скажины перед креплением призабойной зоны осуществляется без учета сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта.

Проблема борьбы с выносом песка осложняется тем, что борьбу с песком начинают вести па поздней стадии эксплуатации скважин, когда призабойная зона уже сильно дренирована и наблюдаются частью пробкообразова-ния. В то же время известно, что проведение работ по креплению призабойной зоны на этапе закачивания скважин бурением или в начальный период эксплуатации (через 1-3 месяца после выхода из бурения) дает наиболее хорошие результаты (позволяет получить успешность работ, равную 70-90%).

Требуют своего решения и вопросы борьбы с пробко-образованием в нагнетательных и паронагнетательных скважинах.

Используемые для кропления призабойной зоны составы и технология их применения не позволяют полностью решить проблему борьбы с выносом песка (низкая прочность закрепленной зоны, мал межремонтный период, значительно снижают проницаемость пласта в зоне крепления, технология крепления сложна и трудоемка). Однако в последние годы недостаточно интенсивно разрабатываются новые рецептуры составов для крепления призабойной зоны.

Слабо развиваются такие направления, как разработка составов без твердой фазы для консолидации слобо-сцементированных пород, составов на основе вспененных полимеров, эмульсионных растворов, составов на основе цемента и технология применения указанных составов. Не разрабатывается прогрессивная технология создания гравийных фильтров.

Необходимо отметить, что в большинстве производственных объединений отсутствуют технические средства для приготовления составов для крепления иризабойной зоны (передвижные емкости с перемешивающим устройством и дозаторами для жидких и твердых компонентов).

Таким образом, основными направлениями развития работ в области крепления призабойной зоны пескопро-являющих скважин необходимо считать:

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

– создание проницаемых составов для заполнения каверн и заколонного пространства в интервале продуктивного пласта;

– создание термостойких составов для крепления призабойной зоны паронагнетательных скважин;

– разработка технологии применения таких составов;

– разработка технологии крепления призабойной зоны на этапе закачивания скважин бурением;

– разработка технологии создания гравийных фильтров (набивок) в скважине;

– разработка и создание технических средств, предназначенных для приготовления крепящих составов и проведения работ по креплению призабойной зоны;

– разработка технологии крепления иризабойной зоны в скважинах с интервалом перфорации более 20 м.

В отечественной практике накоплен положительный опыт предотиращения псскопроявлений фильтрами с гравийной набивкой (РД 39-1-1113-84, НПО "Союзтерм-нефть"). Технология испытана на месторождениях Казахстана и Азербайджана и позволила в 5...10 раз уменьшить вынос мехиримесей в добывающих скважинах и в 2...3 раза увеличить межремонтный период работы скважины.

Разработана технология крепления призабойной зоны пескоироявляющих добывающих и паронагнетательных скважин специальными полимерными составами с регулируемой проницаемостью от 0,05 до 1,5 мкм* и прочностью при сжатии не менее 1,5 МПа. Технология испытана во многих производственных объединениях отрасли [1],

Данные о работе скважин на Анастасиевско-Троицком месторождении до (числитель), после (знаменатель) крепления призабойной зоны приведены в табл. 1.

До крепления призабойной зоны газовая скважина № 10 не работала из-за образования песчаных пробок и обводнения, а после крепления имела следующие параметры: Р6 = 142 МПа, Р3 - 136 МПа, дебит - 4000 м-, содержание воды - 3%.


Таблица № 1
Применение технологии позволило увеличить межремонтный период работы скважин в 3...4 раза при увеличении добычи нефти на 10...15% и снижении обводненности добываемой продукции.

В ОАО "НадымГазпром" на месторождении Медвежье фирмой "Нитпо" проведены работы по комплексной технологии изоляции водопритоков и креплению призабойной зоны пескопроявляющих газовых скважин. До ремонта многие скважины находились в бездействующем фонде по причине обводнения и образования глинисто-песчаных пробок в интервале перфорации. В процессе РИР произведена промывка песчаных пробок, изоляция водопритоков составом АКОР Б-100 и крепление слабосцементированных пород призабойной зоны полимерным составом. Полимерный состав для крепления призабойной зоны включает кубовые остатки производства фурилового спирта (КОФС) и 20-24%-ную соляную кислоту. После про-давливания полимерного состава в пласт производили дополнительную закачку цементного раствора с целью упрочнения призабойной зоны.

Результаты ремонтно-изоляционных работ по креплению призабойной зоны пласта приведены в табл. 2.

В результате применения комплексной технологии все скважины были освоены и введены в эксплуатацию. В продукции скважин значительно снижено содержание песка и воды, скважины работают стабильно с высоким дебитом газа. Продолжительность эффекта составляет 7 мес.

Научно-производственной фирмой "Нитпо" разработан новый полимерный состав для крепления призабой-ной зоны пескопроявляющих скважин, включающий мо-чевиноформальдегидную смолу (КФЖ, М-70), реагент АКОР и воду. Состав имеет регулируемое время гелеобра-зования в скважинах с температурой до 90"С. Время гелеобразования и отверждения зависит от содержания реагента АКОР (отвердитель) и воды в составе.

Зависимость времени гелеобразования полимирного состава от количества реагента АКОР и воды при температуре 20"С показана-на рис, 1. На 1 м. ч. смолы КФЖ берут 0,2-1,2 м. ч. водного раствора реагента АКОР, приготовленного в соотношении АКОР: вода, равном 1:3 - 1:10.

В результате исследований установлено, что при увеличении содержания реагента АКОР время гелеобразования состава сокращается, а с увеличением степени разбавления водой реагента АКОР время гелеобразования увеличивается. При температуре 20"С время гелеобразования состава можно регулировать от 1 ч. до 70 ч.

Прочность отвержденного состава составляет 5-22 МПа в зависимости от соотношения компонентов. Прочность песка, закрепленного составом, составляет 0,5-2,0 МПа, а проницаемость находится в пределах оч 0,03 до 0,25 мкм.

Разработанный состав технологичен, имеет регулируемое время гелеобразования, прочно цементирует песок в призабойной зоне с образованием проницаемой массы и может быть применен для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин.

Таким образом, внедрение прогрессивных технологий борьбы с выносом песка, включающих химические методы крепления призабойной зоны полимерными составами, позволит увеличить межремонтный период и обеспечить значительное повышение продуктивности скважин.

Рис. 1 - Зависимость времени гелеобразования полимерного состава от количества водного раствора АКОР при температуре 20°С

Литература

1. Рябоконь С.А., Усоп С.В., Дадыка В.И. и др. Влияние качества строительства скважин на возникновение осложнений при эксплуатации и ремонте. - М,: ВНИИОЭНГ, 1991. - С, 55.

Статья опубликована в: "Освоение и добыча трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей". Сборник докладов 2-й Международной конференции. г. Анапа, Краснодарский край 4-8 октября 1999 г, Краснодар, "Советская кубань", 2000 г.

© При использовании материалов ссылка на сайт и первоисточник обязательна.

Write Close
Close
У вас есть вопросы? Напишите нам!
Мы обязательно вам ответим