книги из ГПНТБ / Островский Я.М. Борьба с пробкообразованием в нефтяных скважинах на месторождениях Туркмении
.pdfся направленность процессов и реакций при воздействии постоянного тока, но эта направленность периодически изменяется в связи со сменой полярности, благодаря чему достигается и более равномерное закрепление грун та между электродами, а по абсолютной величине оно более близко к катодной зоне. Этот метод называется «электрохимическим закреплением знакопеременными импульсами».
Наиболее оптимальным режимом при электрохими ческом закреплении знакопеременными импульсами является: перемена полярности через 1 час, расстояние между электродами 50—60 мм, напряжение 25—30 в в начале, с последующим поднятием до 100 в, сила тока
3 — Юй, |
примерный |
расход |
электроэнергии |
10 — 50 |
катя на |
1 пот. .я скважины |
при закреплении стенки |
||
толщиной 20 мм. |
в настоящее время есть |
все воз |
||
Таким образом, |
можности включиться в решительную борьбу с пробкообразовашісм. Решение этих задач даст стране сотни тонн дополнительной нефти, значительно снизит произ водственные расходы на добычу «черного золота», по высит культуру производства.
БОРЬБА С ПРОБКООБРАЗОВАНИЕМ
ВНЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ
Внастоящее время на месторождении Кум-Даг око ло 12% приходится на ремонты, проводимые с целью закрепления песков в призабойной зоне пластов. На месторождении Небит-Даг таких ремонтов значительно больше, и все же мероприятия по закреплению песков проводятся далеко не в достаточном количестве, несмот ря на то, что количество пробкообразующнх скважин
30 .
на этих месторождениях, частота нробкообразования по ним, размеры песчаных пробок и количество песка, выносимое из призабойной зоны, постоянно возрастают.
Основной причиной создания такого положения явля ется то обстоятельство, что применяемые в настоящее время на нефтяных промыслах методы по закреплению пластовых песков являются малоэффективными в силу органических недостатков, присущих этим методам. Проведение широких промышленных испытаний нового метода — закрепления призабойных зон синтетическими смолами— продолжительное время задерживается из-за отсутствия необходимых материалов.
Наибольшее распространение на месторождениях Туркмении получили следующие методы борьбы с пробкообразованием:
а) закрепление песков в призабойной зоне цементом; б) укрепление н стабилизация призабойной зоны за
качкой цементно-песчаной смеси; в) укрепление и стабилизация призабойной зоны
путем создания гравийного фильтра за колонной. Анализ ремонтов по закреплению пластовых песков
цементом в Кум-Даге показал, что эффективность этих работ составляет 40%. Закрепление песков и прекраще ние на некоторый период пробкообразования достига ется обычно в тех скважинах, где закачано наибольшее количество цемента, т. е. наиболее полно заполнена при забойная зона и равномерно скреплен песок. Там, где закачивается незначительное количество цемента, поло жительные результаты, как правило, не достигаются.
В настоящее время для скважин туркменских нефтя ных месторождений можно с большой точностью опре делить объем разрушения призабойной зоны, а следо вательно, и необходимое количество цемента или песка для заполнения всего выработанного пространства, в
31
зависимости ст времени работы скважин, количества до бытой жидкости, интервала фильтра и глубины скважин. Все эти данные получены на основе анализа большого количества ремонтов скважин Кум-Дага, проведенных как для закрепления песков, так и для изоляции пла стовых вод.
Анализ неудовлетворительных ремонтов но закреп лению пластовых песков цементом показал, что положи тельных результатов нельзя получить в тех скважинах, где закачивается незначительное количество цемента, которое заполняет лишь часть выработанного объема породы. Так, например, в скважины №№ 182, 380, 389 Кумдагского месторождения во время ремонтных работ было закачало соответственно 3, 2,5 и 4 т цемента, в то время как в эти скважины следовало зажачать 7,6 и 8 г цемента, т. е. в 2—2,3 раза больше.
Имеются также скважины, в которые во время ре монтных работ по закреплению пластовых песков было закачано большое количество цемента, однако удовлет ворительных результатов и здесь не было получено. Это, в основном, те скважины, в которых ремонты проводи лись при высоких давлениях, когда возможно расслое ние пород. В этих скважинах, по-видимому, не произошло равномерного скрепления породы по всему интервалу фильтра, а весь цемент или большая его часть пошла в образовавшиеся или существовавшие трещины, в ре зультате чего пробкообразование после таких ремонтов продолжалось.
Эффективность работ по укреплению и стабилизации призабойной зоны закачкой цементно-песчаной смеси составляет всего 33%. Причем, неудачными оказались ремонты, проведенные при высоких давлениях (так же. как и при закачке цемента), а удачные в тех скважинах, в которых аналогичные ремонты проводились ранее, как
32
с закачкой цемента, так и с закачкой цементно-песчаной смеси, т. е. удовлетворительные результаты в этих сква жинах могли явиться следствием не последних ремонтов, а результатом всех имевших место ремонтов (вместе со всеми предыдущими), поскольку в этом случае в приза бойной зоне накапливается значительное количество материала (цемента и песка), восполняющего до неко торой степени объем вынесенной породы.
Как в Кум-Дате, так и в Небит-Даге проводятся ра боты по созданию гравийного фильтра в призабойной зоне путем закачки крупнозернистого песка. Результаты, как правило, всегда получаются удовлетворительными при полном насыщении призабойной зоны песком. При этом резко сокращаются количество и размеры песчаных пробок, а, следовательно, и ремонтов, и увеличиваются межремонтный период и коэффициент эксплуатации. Однако продолжительность эффекта обычно бывает не значительной.
В Кум-Даге было проведено несколько опытов но применению гидравлического разрыва пласта для борь бы с пробкообразованием. Уменьшение пробкообразования в скважинах за счет гидравлического разрыва пласта может быть следствием:
а) создания за колонной фильтра из крупнозерни стого песка, который предотвращает поступление мел кого пластового песка в скважину, и
б) повышения дебита скважины, при котором обеспе чивается вынос поступающего в скважину пластового песка.
По некоторым скважинам был получен положитель ный эффект, но непродолжительный. Это, в основном, те скважины, в которые во время гидравлического раз рыва пласта было закачано большое количество песка. По ряду скважин, где гидравлический разрыв пласта
3 Островский. |
3 3 |
проводился с закачкой незначительного количества пес ка (от 800 до 2000 кг) , пробкообразование не только не уменьшилось, но даже увеличилось. В этих скважинах количество вводимого песка было недостаточно для заполнения выработанного объема призабойной зоны н создания фильтра из крупнозернистого песка на весь интервал вскрытой части пласта.
В некоторых скважинах Кум-Дага было достигнуто уменьшение пробкообразовання проведением гидравли ческого разрыва пласта без закачки песка, что явилось следствием выноса песка на поверхность за счет увели чения скорости восходящего потока жидкости.
Анализ работ по созданию гравийных фильтров в призабойной зоне и проведению гидравлического разры ва пласта показывает, что при введении в призабойную зону пласта достаточного количества песка для запол нения всего выработанного объема и создания фильтра из крупнозернистого песка на весь интервал вскрытой части пласта на некоторый промежуток времени можно снизить пробкообразование. что приводит к увеличению межремонтного периода и коэффициента эксплуатации. Однако полного прекращения пробкообразовання этими методами получить не удается. Причем, в тех скважи нах. где в начальный период после ремонта достигнуто снижение пробкообразовання, в последующем пробко образование продолжается с той же, а в некоторых случаях с большей, интенсивностью.
Кроме того, создавая в призабойной зоне гравийный фильтр, необходимо снижать скорости движения жид кости, т. е. дебиты скважин, чтобы закачанный песок не выносился из призабойной зоны в скважину. Увеличение скорости движения жидкости, особенно после гидравличе ского разрыва пласта, может привести (и в целом ряде случаев приводит) к увеличению выноса песка из при-
3 4
забойной зоны. увеличению каналов и каверн в ней, что помимо увеличения пробкообразования может привести к необратимым процессам в призабойной зоне — обру шению кровли пласта, слому и смятию эксплуатацион ных колонн.
В 1954—56 годах на месторождениях Кум-Даг и Небит-Даг были проведены промышленные испытания метода закрепления пластовых песков в призабойной зоне фенол-формальдегидной смолой. Сущность этого
.метода заключается в том, что в призабойную зону плас та вводится фенол-формальдегидная смола, которая в условиях пластовых температуры и давления при добав лении соответствующих катализаторов затвердевает, скрепляя рыхлый песок призабойной зоны в прочную проницаемую массу, устойчивую против размыва пото ком жидкости при больших перепадах давления.
Смола для этих целей приготавливалась в специаль ной варочной установке на территории Нефтепромысло вого Управления «Небитдагнефть». Состав смолы был принят следующий (в весовых процентах):
фенол — 43,8°/0 формалин (40%-нын) -—53,0°/0
едкий натрии (40%-ный) — 3,2%.
В качестве катализатора твердения смолы применя лась соляная кислота.
В эти годы такой смолой было обработано 9 скважин, из них 8 на месторождении Небит-Даг и одна на Кумдагском месторождении. Положительные результаты были получены только в трех скважинах, т. е.’ эффек тивность этих работ составила всего 33,3%. Наибольший эффект по закреплению песков был достигнут в сква жине № 261 Небитдагского месторождения. Рассматри-
3* 35
вая работу этой скважины за год до обработки и за год после обработки, замечаем, что число песчаных пробок в ней уменьшилось в 2,4 раза, а общая мощность про бок сократилась в 13 раз, в результате чего почти в 2 раза уменьшилось количество ремонтов, и время, пот ребное на ремонтные работы, сократилось в б раз; в 1,73 раза увеличился межремонтный период и на 5,5% повысился среднегодовой коэффициент эксплуатации. За 18 месяцев работы скважины после обработки общая мощность песчаных пробок оказалась в 6,1 раза мень ше, чем за 12 месяцев до обработки.
Такой успех на скважине № 261, а также улучшение работы скважши N° 161 и 601 Небитдагского месторож дения после обработки их смолой показали возможность использования указанной смолы для закрепления плас товых песков и перспективность этого метода. Основные причины неудовлетворительных результатов этих работ по остальным 6 скважинам заключаются в неудачном выборе этих скважин и в недостатках применяемой тех нологии обработки скважин смолой.
Большинство скважин, подвергнутых обработке, бы ли в значительной степени обводнены, но трем скважи нам количество воды в добываемой жидкости достигало 96—100%. Кроме того, под обработку смолой были представлены скважины с большим интервалом вскры той части пласта. Из скважин только в виде песчаных пробок вынесено большое количество песка, так что при забойная зона их значительно разрушена. Поскольку метод крепления пластовых песков фенол-формальде- гидной смолой на месторождениях Туркмении испыты вался впервые, такие скважины не следовало выбирать
для первых обработок. |
призабойная |
зона только |
||
В |
процессе |
обработок |
||
одной |
скважины |
(№ 601) |
предварительно |
заполнялась |
36
крупнозернистым песком, но далеко не в достаточном количестве. Кроме того, закачка песка в эту скважину происходила при высоком давлении, превышающем дав ление разрыва пласта. Возможно, песок не заполнил выработанный объем призабойной зоны, а вместе с жид
костью — песконоснтелем |
проник в образовавшиеся или |
в естественные трещины. |
В остальные скважины закачка |
песка вообще не производилась.
Во время иродавки смолы в пласт выдерживались очень низкие скорости движения жидкости. Ввиду раз ности удельных весов пластовой жидкости и смолы и наличия больших обрабатываемых интервалов пласта смола может стекать в нижнюю часть последнего, в результате чего происходит неравномерное скрепление пласта по мощности, а верхняя его часть может вообще остаться незакрепленной. Последнее усугубляется еще тем обстоятельством, что во все обрабатываемые сква жины закачивалось небольшое количество смолы, не превышающее 1,5 .и3 на одну скважину.
Совокупность всех этих недостатков в выборе сква жин и в применяемой технологии и явилась основной причиной низкой эффективности первых промышленных опытов по закреплению пластовых песков фенол-фор- мальдегидной смолой на месторождениях Туркмении. В 1957 году в Туркменском филиале ВНИИ была разра ботана и предложена новая технология обработок сква
жин фенол-формальдегндной |
смолой, заключающаяся |
в том, что эта смола должна |
смешиваться с песком на |
поверхности и вместе с вязкой жидкостью — песконосителем вводиться в призабойную зону под давлением, меньшим, чем давление гидравлического разрыва плас та. При этом должно обеспечиваться равномерное и надежное закрепление песка. Однако, ввиду отсутствия
37
фенол-формальдегидной смолы на нефтяных промыслах, эта технология не была испытана.
В 1960—61 гг. на месторождении Небит-Даг были проведены первые опыты по закреплению пластовых песков в призабойной зоне мочевино-формальдегндной смолой «Крепитель-М», выпускаемой Кусковским хими ческим заводом. Технология обработок скважин указан ной смолой применялась, в основном, такая же, как н технология обработок скважин фенол-формальдегиднон смолой. В подготовленную под обработку скважину закачивается вместе. с жидкостью-песконосителем (нефтью) крупнозернистый песок, затем нефть вытес няется в глубь пласта водой с добавкой поверхностно-
активного вещества |
(в качестве последнего применял |
ся сульфонол НП-1 |
Красноводского нефтеперерабаты |
вающего завода), поскольку мочевино-формальдегид ная смола гораздо лучше скрепляет песок, насыщенный водой, нежели нефтью. Количество песка, подлежащего закачке в призабойную зону пласта, определяется в каждом конкретном случае в зависимости от количества песка, вынесенного из скважин в виде песчаных про бок, а также в зависимости от времени работы скважин, количества добытой жидкости, интервала вскрытой части пласта и глубины скважин. В зависимости о г количества песка определяется необходимое количество жидкости — песконосителя, исходя из допустимой кон центрации в ней песка.
По окончании закачки песка и воды с поверхностноактивным веществом производится закачка смолы с добавкой катализатора. Весь раствор продавливается в
пласт водой.
В нагнетательных скважинах закрепление песков можно производить и по другой технологии, кроме только что описанной. В этом случае смолу с крупнозер38
нистым песком можно смешивать на дневной поверхно сти и вместе с жидкостью — песконосителем (в данном случае водой) закачивать в скважину. Эта технология может оказаться эффективнее первой, поскольку она обеспечивает лучшее смачивание песка смолой, что мо жет привести к равномерному и более падежному зак реплению призабойной зоны. По этой технологии могут обрабатываться и те скважины, в призабойную зону которых необходимо ввести большое количество песка. В этом случае первые порции песка могут закачиваться без смолы.
Применение указанной технологии к мочевино-фор мальдегидной смоле «Крепитель-М» для нефтяных скважин исключается, так как эта смола очень слабо скрепляет песок, насыщенный нефтью.
Недостатком смолы «Крепитель-М» является то обстоятельство, что она не затвердевает в контакте с карбонатными породами. Однако образцы белекского крупнозернистого аркозового песка и пластового песка из обнажений Монжуклы, аналогичного по своему мине ралогическому и фракционному составу пластовым пес кам туркменских нефтяных месторождений, скреплялис» этой смолой в прочную проницаемую массу, несмотря на то. что карбонатность их достигает 10 и более про центов. (Карбонатный материал пластов представлен, главным образом, в виде цементирующего вещества, а также встречается в виде отдельных зерен). И все же предварительное растворение карбонатного материала породы (проведением солянокислотной обработки) и удаление его приводит к увеличению прочности песков, скрепленных «Крепителем-М». Поэтому проведение солянокислотных обработок призабойной зоны скважин и закачиваемого крупнозернистого песка перед закреп лением песков смолой может, вероятно, привести к хо
39