6.7 Боротьба з винесенням піску під час експлуатації свердловин

У розділі «Дослідження свердловин..» було зазначено, що одним із завдань дослідження свердловин є встановлення режиму їх роботи. Важливим фактором для встановлення режиму роботи свердловин є наявність піску в продукції. У зв'язку з цим при виконанні досліджень на різних режимах роботи свердловин необхідно відбирати проби рідини для визначення % вмісту піску в продукції. Його різке зростання є сигналом до обмеження відбору.

Увага до цього питання в розділі «Розробка і експлуатація морських нафтогазових родовищ» зумовлюється тим, що на більшості морських нафтових і газових родовищ (Мексиканська затока, Каспійське море, Азовське і Чорне море) відмічаються ускладнення при експлуатації свердловин, які пов'язані з піскопроявленням.

Причинами надходження піску з пласта у свердловини є слабка зцементованість порід, що складають нафтогазопродуктивні пласти.

У випадку проходження такого пласта свердловиною в процесі її буріння відбувається порушення геостатичного стану пласта (порушується рівновага сил), що спричиняє відривання (розтріскування) частинок пласта і винесення їх у свердловину. Важливу роль у надходженні піску у свердловину відіграє швидкісний напір рідини, що фільтрується, через пористе середовище. Особливо значне надходження піску має місце, коли свердловина працює з пульсацією тиску (депресією). Імпульсивне напруження крихкої (слабозцементованої) породи посилює відривання частинок породи від основного масиву. Нерідко велике піскопроявлення є наслідком проявлення поверхневих ефектів. Наприклад, якщо нафтонасичені піски є гідрофільними, то появі у свердловинах контурної (або іншої) води передує велике піскопроявлення. Підійшовши до привибійної зони свердловин, вода адсорбується на поверхні частинок піску, чим акумулює поверхневі сили, які сприяють розриву зв'язків між слабозцементованими частинками пласта.

Нерідко цементуючим матеріалом пласта буває глиниста фація. У цьому випадку надходження в привибійну зону води спричиняє розбухання глин з великим надходженням у свердловину піщано-глинистої пульпи.

Вивчення причин надходження піску з пласта у свердловини повинно здійснюватися з самого початку розробки родовища, з першої свердловини, що дала нафту або газ.

Назва розділу «Боротьба з винесенням піску..» свідчить про те, що автори відстоюють позицію недопущення винесення піску із пласта на поверхню. Як бачимо, є необхідність сформулювати причини, що спонукали до підтвердження цієї концепції.

Цими причинами можуть бути:

Пісок, який надходить у свердловину часто не виноситься на поверхню, а утворює в інтервалі фільтра свердловини піщані пробки, які істотно знижують дебіт свердловини. При пульсуючій роботі свердловини піщана пробка може переміщуватися по колоні у вигляді снаряда, перекриваючи НКТ. Це зумовлює припинення подавання рідини свердловиною, а нерідко і прихоплення НКТ пробкою.

Пісок, який надходить у свердловину, виявляє ерозійний вплив на перфораційні отвори, НКТ і наземне обладнання. Велике надходження піску нерідко є перешкодою для застосування насосних способів видобутку нафти (УШГН, ЕВН) оскільки спричиняє заклинювання насосів УШГН і швидкий знос робочих коліс ЕВН.

Усе це збільшує кількість ремонтів у свердловинах і істотно знижує економічні показники видобутку нафти.

Найважливішим аргументом на користь недопущення надходження піску з пласта у свердловину є те, що безконтрольне винесення піску призводить до утворення в привибійній зоні свердловини виробки (каверни) і створює умови для обвалу в інтервал фільтра вищезалягаючих порід. Конус обвалювання (див. рис. 6.20) характеризується такими розмірами: радіус основи конуса рівний ; висота конуса може сягати 15b.

Рисунок 6.20 – Схема утворення конуса завалювання

Неважко уявити собі, що відбувається у привибійній зоні свердловини у випадку винесення з неї піску. Покрівля пласта поступово прогинається, передаючи навантаження від ваги порід в об'ємі конуса обвалювання на колону в інтервалі фільтра. Колона в інтервалі фільтра навантажується осьовою силою (повздовжній згин) і починає працювати як шахтна потужність. А оскільки внаслідок винесення піску радіус конуса обвалювання збільшується, то збільшується і осьова сила. І, нарешті, напруження, яке виникає в колоні, стає більшим від межі міцності колони, і колона руйнується.

Принципову схему деформації, що відбувається в привибійній зоні свердловини, зображено на рис. 6.21.

Рисунок 6.21 – Схема деформацій у привибійній зоні свердловини у випадку винесення піску:

а – схема навантаження; б – схема руйнування

Найбільша концентрація напруження в колоні у випадку винесення піску з привибійної зони свердловини виникає у припокрівельній частині пласта, а тому і руйнування колони частіше відбуваються у покрівлі пласта, тобто у верхній частині фільтра. Зламаний кінець верхньої частини фільтра втикається в прогнуту покрівлю пласта і з'єднати розірвані дві частини колони під час капітального ремонту свердловин, як правило, не вдається. Якщо в розрізі свердловини зверху є об'єкти розробки, то проводять розкриття перфорацією вищезалеглих об'єктів. За відсутності зверху об'єктів розробки виконуються техніко-економічні розрахунки обгрунтування для відновлення свердловини забурюванням іншого стовбура.

Висловлені міркування про причину і наслідки порушення колон є результатом досліджень на нафтових родовищах Бузовні і Банка Дарвіна Азербайджанської республіки.

Високопродуктивний об'єкт у свиті ПК родовища Бузовні експлуатувався при високих відборах нафти в 100 і більше тонн на добу з надмірним винесенням піску на поверхню. Через п'ять років розробки було встановлено, що в усіх свердловинах є порушення колон і багато які з них повернено на розташовані вище об'єкти.

І хоч до моменту відкриття і освоєння морського нафтового родовища Банка Дарвіна негативний досвід розробки родовища Бузовні вже був вивчений, проте в початковій стадії розробки свити ПК цього родовища також виникали порушення колон і особливо у свердловинах, що експлуатувалися ерліфтом.

Для зменшення винесення піску і, тим самим, попередження руйнування колон було рекомендовано: обмежити відбір рідини зі свердловин; забезпечити плавний пуск ерліфтних свердловин використанням методу аеризації; провести розширення інтервалу перфорації шляхом об'єднання декількох об'єктів розробки в один; у свердловинах з великим піскопроявленням рекомендовано проводити кріплення порід привибійної зони цементно-піщаною сумішшю; провести переведення роботи свердловин з ерліфта на глибиннонасосний спосіб.

Реалізацією рекомендацій вдалося істотно зменшити надходження піску з пласта і продовжити період експлуатації свердловин без порушення колони.

Тепер потрібно більш докладно зупинитися на заходах і технологіях, які перешкоджають надходженню піску з пласта у свердловину.

Якщо на початку освоєння родовища під розробку виявлено піскопроявлення свердловин, то закінчення будівництва наступних свердловин повинно проводитися встановленням у свердловині в інтервалі об'єкта розробки гравійного фільтра або спеціального щілинного фільтра.

Підбір гравію і розмір щілин у фільтрі зумовлюється гранулометричним складом піску, з якого складається об'єкт розробки.

Гранулометричний склад порід за результатами ситового аналізу оформляється графіками розподілу частот зустрічей даного діаметра зерен породи від діаметра зерен. Вони мають вигляд, зображений на рис. 6.22.

(1)

(2)

Рисунок 6.22 – Крива розподілу зерен породи за розмірами (1) і гістограма (2)

У вітчизняній практиці розмір (ширина) щілин приймається не більшим діаметра піщинок, що відповідає сумарній масовій частці 90% кривої гранулометричного аналізу. В американській практиці масова частка складає 60%, тобто ширина щілин в американському стандарті при однакових гранулометричних складах порід менша.

Найкраща здатність затримувати пісок властива фільтрам «bridge slot liner», які називають ,,бридж-фільтрами^’’.

Прорізи-щілини на зовнішній стороні обсадної труби виконуються спеціальним інструментом і мають клиновидну форму, яка відкривається всередину щілиною прямокутного перетину. На рис. 6.23 зображено принципову схему щілин бридж-фільтра.

Якщо в процесі будівництва свердловини інтервал продуктивного пласта не обладнувався гравійним або щілинним фільтром, то після перфорації свердловини в інтервал фільтра опускають хвостовик з щілинним бридж-фільтром або щілинним фільтром з дротяним намотуванням. Інколи опускають хвостовик з металокерамічним фільтром, який, маючи порову структуру, затримує пісок, що надходить. Недоліком у використанні фільтрів на хвостовиках є те, що вони засмічуються піском і потребують періодичного очищення.

Рисунок 6.23 – Принципова схема бридж-фільтра

Відзначимо, що гравійні щілинні фільтри затримують пісок не тому, що піщинки забивають щілини або поровий простір у гравійному фільтрі, а значною мірою за рахунок того, що безпосередньо у щілині, а точніше перед щілиною, утворюється арка із різнорозмірних зерен піску, яка і затримує надходження сипкого піску у свердловину. Аркові ефекти проявляються при перенесенні твердої фази потоком рідини через вузькі канали (щілини). Цікавим є те, що діаметр частинок, що складають арку, може бути меншим від розміру щілини у фільтрі або діаметра порових каналів у гравійному фільтрі.

У практиці експлуатації піскопроявних свердловин разом зі встановленням фільтрів відпрацьовувалися технології закріплення пісків у привибійній зоні свердловин. Потрібно зазначити, що в цілому ряді випадків цей метод може виявитися єдино можливим, наприклад, якщо в інтервалі фільтра є зім’яття колони або сторонній предмет, витягування якого потребує великих витрат.

Найпростішим методом закріплення піску в привибійній зоні свердловин є нагнітання цементного розчину, складовими компонентами якого є цемент і вода у співвідношенні, рівному 0,5. Метод показав непогані результати у свердловинах, пласти яких мають високу проникність. Попадання цементу в пласт хоч і знижує проникність пласта, але це зниження може компенсуватися зміцненням пласта до руйнування і можливістю, у зв'язку з цим, створення вищої депресії.

У пластах, утримуючих глинисту фацію (глинистий мул), введення в привибійну зону цементного розчину, як правило, не дає бажаних результатів у кріпленні порід, оскільки суміш цементного розчину з глиною не утворює міцного цементного каменю.

Перевага перед нагнітанням чистого цементу може задаватися нагнітанню цементно-піщаної суміші, яка складається з цементу, піску і води. Суміш, яка запомповується, повинна містити цемент і пісок у масовому відношенні 1:3, у деяких випадках можливі співвідношення 1:2 або 1:1.

Для утворення цементно-піщаного розчину використовують тампонажний цемент і кварцовий, заздалегідь добре промитий від глинистих частинок пісок із зернами розміром 0,2-0,4 мм.

Технологія кріплення передбачає приготування суміші на поверхні, нагнітання її у свердловину і протискування в пласт, залишаючи у свердловині невеликий стакан в інтервалі фільтра, який після затвердіння суміші протягом 48 годин розбурюється.

І хоч показана технологія є найпростішою, але практика її реалізації виявила її низьку ефективність. Успішність операцій складає менше 50%.

Вищою ефективністю характеризується технологія кріплення порід цементно-піщаною сумішшю з домішкою до піску крихти панциря морської мушлі, яка заздалегідь подрібнюється до розміру 0,2-1,2мм. Об'єм мушлі може складати до 20% від об'єму піску. Технологія нагнітання суміші в привибійну зону мало відрізняється від попередньої. Принципова відмінність цієї технології від попередньої полягає в тому, що після розбурювання стакана в інтервалі фільтра у свердловину (в привибійну зону) запомповують 12% соляну кислоту. Через 4-6 годин після нагнітання кислоти свердловину за технологією плавного запуску освоюють на відбирання рідини.

На ряді родовищ зі слабозцементованими пісковиками, наприклад, на родовищах Краснодарського краю, розташованих у Приазов’ї, випробовувалися технології кріплення порід привибійної зони з використанням розчинів епоксидних смол, розчинника і затверджувача.

При попаданні такого розчину в привибійну зону пласта відбувається реакція затвердіння, в результаті якої спочатку з розчину виділяється рідка смола, яка у вигляді плівки покриває породу, а за взаємодії з затверджувачем твердне, скріпляючи піщинки в моноліт.

Такому процесові, певною мірою, заважає зв'язана вода, яка знаходиться в поровому просторі. Тому для усунення зв'язаної води технологія передбачає перед нагнітанням суміші кріплення нагнітання спиртового розчину.

Успішніше здійснюються заходи з кріплення у свердловинах, в яких ще не утворені каверни або тріщини, а товщина пластів не перевищує трьох метрів.

Лабораторними дослідженнями штучно створених зразків фільтра на здатність їх затримувати певні фракції піску за відсутності кольматації його каналів встановлено, що канали повинні мати щілинну конфігурацію. Крім того, міцнісні характеристики штучного фільтра повинні відповідати навантаженням, очікуваним у привибійній зоні свердловини.

Вказаним вимогам цілком відповідає розроблений в Краснодарському інституті кріплення свердловин полімерний соленаповнений склад Контарен-2³ (див. М.О. Ашрафьян, О.А. Лебедев, Н.М. Саркисов ,,Совершенствование конструкции забоев скважин.^’’ М: ,,Недра^’’ 1987.)

Зробивши посилання на літературу, де повідомляється склад і технологія кріплення з використанням матеріалу Контарен-2, можна підтвердити високу ефективність технології, отриману на родовищах Краснодарського краю. На нашу думку, ця технологія може бути застосована на нафтових і газових родовищах Азовського і Чорного морів, тим більше, що характеристика їх об'єктів розробки однакова з родовищами Краснодарського краю.