Разработка и исследование композиции на основе кремнийорганического полимера для ликвидации выноса песка в газовых скважинах Нескин Вадим Алексеевич

Содержание к диссертации

Введение

Глава 1. Причины разрушения слабосцементированных коллекторов и выноса песка в скважину. Технологии и методы борьбы с пескопроявлением .

1.1 Характеристика пескопроявляющих коллекторов 9

1.2 Причины разрушения коллекторов и выноса песка 13

1.3 Последствия выноса песка в скважину 21

1.4 Пескопроявление в нефтяных скважинах 23

1.5 Пескопроявление в газовых скважинах 25

1.6 Методы борьбы с пескопроявлением

1.6.1 Механические методы предупреждения пескопроявлений

1.6.2 Физико-химические методы предупреждения пескопроявлений

1.6.3 Химические методы предупреждения пескопроявлений 37

1.6.4 Оценка методов борьбы с пескопроявлением 56

Глава 2. Объекты и методы исследования 61

2.1 Требования предъявляемые к химическим реагентам необходимые для получения пескоукрепляющего состава

2.2 Характеристика исходных реагентов

2.2.1 Полиорганосилоксаны 62

2.2.2 Растворитель 69

2.2.3 Отвердитель 70

2.3 Методики проведения экспериментов 71

2.3.1 Методика приготовления композиции 72

2.3.2 Методика исследования прочности на сжатие 72

2.3.3 Методика приготовления модели минерализованной воды

2.3.4 Методика исследования вязкости 75

2.3.5 Методика исследования времени гелеобразования 77

2.3.6 Методика исследования времени отверждения 78

2.3.7 Методика экспериментального исследования фильтрационно-емкостных свойств искусственных образцов песчаника обработанных композицией на основе кремнийорганического полимера

2.3.8 Методика изучения структуры полимерного камня образованного после обработки песчаника кремнийорганическим полимером на рентгеновском томографе «SkyScan-1172»

2.3.9 Методика определения пластической вязкости и 84

динамического напряжения сдвига тампонажного состава на

ротационном вискозиметре FANN 35 SA

2.3.10 Методика изучения химизма адгезии 86

кремнийорганического полимера к породе на ИК-Фурье

спектрометре Thermo Nicolet iS-10

Глава 3. Разработка композиции для крепления призабойной зоны пласта газовых скважин. Экспериментальная часть .

3.1 Выбор отвердителя 90

3.2 Выбор кремнийорганического полимера 93

3.3 Подбор оптимальной концентрации отвердителя 97

3.4 Фильтрационно-емкостные исследования 98

3.5 Реологические характеристики разработанной композиции 100

3.6 Вязкостно-температурные характеристики композиций на основе крменийорганических полимеров

3.7 Оценка стойкости тампонажного камня в пластовой воде 103

3.8 Исследования структуры полимерного камня на рентгеновском томографе «SkyScan-1172»

3.9 Химизм действия композиции 109

Глава 4. Разработка технологии обработки скважин пескоукрепляющим составом .

Промысловые испытания разработанного состава .

Основные результаты и выводы 123

Список использованных источников

• Причины разрушения коллекторов и выноса песка
• Методика приготовления композиции
• Выбор кремнийорганического полимера
• Промысловые испытания разработанного состава

Введение к работе

Актуальность проблемы. Начальные суммарные ресурсы природного и попутного нефтяного газа в России составляют 260 трлн. м³. В 2011г. в стране было добыто 670,7 млрд.м³ природного газа. Газовый комплекс России включает около 8500 газовых скважин. Одной из весьма острых проблем эксплуатации газовых скважин, пласты которых образованы песками и слабосцементированными породами, является разрушение призабойной зоны пласта и поступление в скважины песка, что ведет к образованию глинисто-песчаных пробок на забое и в насосно-компрессорных трубах. Это приводит к снижению дебитов природного газа, разрушению обсадных колонн и фильтров, износу внутрискважинного и наземного оборудования, влечет значительные экономические потери вследствие снижения производительности, увеличения затрат на текущий и капитальный ремонт скважин, очистку газа от механических примесей.

Решение данной проблемы является актуальной задачей и требует разработки комплексного метода и технологии крепления призабойной зоны скважины с одновременным сохранением фильтрационно-емкостных свойств коллектора.

На сегодняшний день существует ряд технологий для укрепления призабойной зоны пласта и предотвращения выноса песка, которые используются в зависимости от конструкции забоя скважин, времени эксплуатации, геологических и температурных параметров. С этой целью применяются химические, механические и комбинированные методы крепления пород пласта в призабойной зоне скважин. Использование механических методов является дорогостоящей операцией, малоэффективно и не решает проблему разрушения пласта-коллектора.

Применяемые химические методы предотвращения выноса песка в скважины основаны на использовании полимерных композиций, смесей цемента с различными наполнителями, эпоксидных, фурановых, сланцевых, формальдегидных смол. Однако те из них, которые показывают достаточно высокую эффективность укрепления призабойной зоны пласта с образованием прочного тампонажного камня ухудшают при этом фильтрационно-емкостные свойства коллектора. А те составы при закачке которых сохраняется высокая проницаемость пласта-коллектора, не достаточно надежно фиксируют породу, имеют сложную технологию приготовления, многокомпонентный состав и ограниченные температурные интервалы применения.

Цель работы разработка эффективного и простого в использовании полимерного тампонажного состава на основе кремнийорганической смолы и технологии его применения для борьбы с выносом песка в газовых скважинах.

Основные задачи исследования:

1. Анализ причин разрушения слабосцементированных коллекторов, последствий выноса песка в газовых скважинах и технологий крепления призабойной зоны пласта с применением смол.

2. Разработка и исследование нового тампонажного состава для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин.

3. Исследование механизма сшивки кремнийорганического полимера и адгезии смолы к породе.

4. Исследование влияния концентрации смолы и отвердителя в разработанной композиции на фильтрационно-емкостные свойства пористой среды укрепляемой породы.

5. Создание методики и технологии проведения ремонтно-изоляционных работ с использованием разработанного тампонажного состава на основе кремнийорганической смолы.

Научная новизна

6. Экспериментально доказана и подтверждена в промысловых условиях возможность формирования в призабойной зоне пласта проницаемого полимерного фильтра на основе кремнийорганической смолы. Объяснен механизм образования данной структуры.

7. На основе изучения механизма взаимодействия кремнийорганической смолы с породой установлено, что добавляемый в композицию отвердитель аминного типа является одновременно сшивающим агентом и промоутером адгезии.

8. Установлены закономерности изменения реологических, и фильтрационных характеристик сшитой кремнийорганической структуры в зависимости от типа и концентрации отвердителя и смолы в системе.

9. Показано, что композиция, содержащая кремнийорганическую смолу, отвердитель на основе аминопроизводных этоксисиланов и легкокипящий растворитель обеспечивает прочность полимерного камня при одновременном сохранении фильтрационных свойств коллектора.

Практическая ценность

10. Разработан новый тампонажный состав на основе кремнийорганического полимера для ликвидации выноса песка в газовых скважинах.

11. Разработана комплексная технология проведения ремонтно-изоляционных работ с использованием кремнийорганических смол.

12. Разработаны технические условия на новые компоненты предложенной композиции для ликвидации выноса песка «Химеко-П», а также налажен их выпуск в ЗАО «ПЕТРОХИМ» (г. Белгород).

13. Разработанный состав и технология успешно внедрены на объектах ОАО «Газпром ПХГ» (проведены 2 операции на Песчано-Уметском ПХГ c успешностью 100%).

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались: - на VII Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», посвященной 85-летию кафедры органической химии и химии нефти (Москва, 2012); 66-ой Международной молодежной научной конференции «НЕФТЬ И ГАЗ – 2012» (Москва, 2012); VIII Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина (Москва, 2013); ХVII Международной научно-практической конференции «Реагенты и материалы для технологических жидкостей, применяемых при строительстве и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. Актуальные вопросы сервисного сопровождения бурения и утилизации отходов» (Суздаль, 2013); X Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, 2013).

Публикации

По материалам диссертации опубликовано 4 статьи в научно-технических журналах, в том числе 3 статьи в научных изданиях, включенных в перечень ВАК, 6 тезисов научных докладов. Получен 1 патент на изобретение.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных результатов и выводов, списка литературы из 50 наименований и приложения.

Общий объем работы – 129 страниц машинописного текста, в том числе 34 рисунков, и 20 таблиц.

Причины разрушения коллекторов и выноса песка

Гидратация связующих глин и действие капиллярных сил являются определяющими в разрушении продуктивных коллекторов при поступлении воды.

Основной причиной разрушения призабойной зоны пласта является высокая величина градиента давления на стенки скважины и скорость фильтрации жидкости. При высоких градиентах давления и недостаточной прочности цементирующего материала зерна песчаника отделяются от основного массива и выносятся в скважину [10, 11].

В процессе строительства скважины гидростатическое давление столба промывочной жидкости уравновешивает напряжение в призабойной зоне и способствует сохранению устойчивости стенок скважины. При вызове притока (эксплуатация 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 более 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 [12, 13].

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, отмечалась многими исследователями [14, 15]. 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 усталостных разрушениям, снижению пескопроявлений, переформированию фильтрационных каналов [16, 17].

Механизм разрушения слабосцементированного коллектора рассматривают [18], 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 скелета породы:

Направление нормальных напряжений в скелете породы зависит от геологических и топографических условий залегания пласта.

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 [15, 19, 20].

Прочность пород на сжатие понижается в несколько раз при воздействии на продуктивный коллектор неминерализованным фильтратом промывочной жидкости [21]. Одной из причин пескопроявлений, образования песчаных пробок является несоответствие выбора конструкции забоев скважин способам вскрытия [22].

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.

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 соляно-кислотных обработок (СКО), гидравлического разрыва пласта (ГРП). 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, возникновения заколонных и межпластовых перетоков пластовых флюидов, прорыва подошвенных вод к забою скважины, обводняющих продукцию и выноса песка [9].

При небольших депрессиях возможен длительный постепенный вынос мелких частиц (суффозия), ведущий к увеличению пористости. При достижении критического значения сдвигающих сил структура пористой среды разрушается за счет сдвига частиц песков [23]. Считается, что начало разрушения связано с некоторым предельным общим напряженным состоянием породы, характеризуемым безразмерным коэффициентом (К) [11]:

Методика приготовления композиции

Нефть, входящая в состав жидкости затворения ЦКС и являющаяся замедлителем начала схватывания бетона, увеличивает продолжительность действия соляной кислоты на карбонатное вещество. Также нефть является песконосителем.

Максимальное пластовое давление не должно превышать 10 МПа, а забойная температура — 50С. В каждом отдельном случае пластовое давление и температура пласта должны быть ниже критических значений, при которых СО2 не находится в растворенном состоянии.

Продавочной жидкостью ЦКС продавливают в призабойную зону пласта. После окончания процесса, при наличии давления, герметизируют устье скважины и в течение 72 ч ведут наблюдение за регистрирующим манометром. Через 3 — 5 суток после затвердения раствора проверяется забой и уровень, при наличии пробки производится ее чистка (промывка) или разбуривание.

К недостаткам относят малую эффективность и необходимость большого количества времени на ее проведение.

Технология крепления призабойной зоны скважин основана на применении метода тампонирования под давлением с использованием полимерных составов, включающих синтетическую смолу, соответствующий отвердитель и реагенты для повышения прочности и проницаемости закрепленной зоны пласта.

Крепление смолами занимает значительную долю среди технологий борьбы с пескопроявлением о чем свидетельствует большое количество патентов, как отечественных так и зарубежных, представленных в таблице 1.4. а) Карбамидные смолы Известен [34] способ крепления призабойной зоны пласта, включающий создание фильтра путем закачки отверждаемого полимерного состава в призабойную зону, в качестве отверждаемого полимерного состава используют водный раствор карбамидной смолы, хлористого аммония и нитрита натрия в следующем соотношении, мас. %: - карбамидная смола – 80% - хлористый аммоний – 1-3% - нитрит натрия – 1-3% - вода – остальное Его закачивают в призабойную зону скважины в количестве 0,5 порового объема закрепляемой породы, продавливают одним поровым объемом гидрофобной жидкостью (товарной нефтью, керосином, соляркой и т.п.) и производят выдержку на реагирование и отверждение в течение суток.

Сущность данного способа состоит в частичном заполнении межзернового пространства закрепляемой породы отверждаемым раствором смолы за счет размазывания ее гидрофобной, продавливающей жидкостью.

Кроме того, в процессе реакции хлористого аммония и нитрита натрия в пластовых условиях происходит выделение азота, который обеспечивает образование пористой структуры твердеющей массе и улучшает укрепляющие свойства состава за счет повышения адгезионной прочности полимерной пленки с минеральными зернами.

Способ применения данной композиции технологически достаточно прост. В состав композиции входят легкодоступные, нетоксичные компоненты, вырабатываемые промышленностью в большом объеме. Цена их не велика. Однако применение данной композиции снижается проницаемость призабойной зоны пласта на 35-40% от первоначальной. Прочность скрепления также сравнительно невелика и составляет около 2 МПа. б) Фенолформальдегидные смолы

Известен [35] cостав для крепления призабойной зоны нефтяных и газовых скважин. В своем составе композиция содержит формальдегидную смолу и отвердитель на основе раствора сульфокислоты. Количество отвердителя в составе составляет 7-15%. Отвердитель состоит из раствора ароматической сульфокислоты в настое спирта на лигнине гидролизном -отходе при гидролизе щепы и опила при количестве настоя спирта 10-40% с добавлением поверхностно-активного вещества в количестве 8-12% от массы отвердителя. При этом массовое соотношение спирта и лигнина гидролизного в настое составляет 10:1-1:1, причем состав дополнительно в качестве наполнителя содержит оставшиеся после настоя спирта на лигнине гидролизном дисперсные частицы лигнина гидролизного в количестве 3-20%.

Отверждение состава на основе формальдегидных смол происходит за счет реакции поликонденсации непосредственно в скважинных условиях. Добавки пропитанных спиртом диспергированных частиц лигнина гидролизного активируют формальдегидное связующее, повышая его адгезионную способность, что, соответственно, обеспечивает значительные силы сцепления на контакте отвержденная смола-труба и смола-порода. Величины этих сил превышают силы взаимного сдвига слоев, возникающих при нагружении трубы внешним давлением. Таким образом, присутствие вытяжки и дисперсных частиц лигнина гидролизного в тампонирующей смеси способствует более высокой адгезии образованного камня к породе пласта, регулированию времени потери текучести и увеличению прочностных свойств тампонирующего состава.

Результатом применения данной композиции является создание сравнительно прочного фильтра в призабойной зоне пласта (до 4,7 МПа) и приемлемым сохранением ее проницаемости.

Выбор кремнийорганического полимера

Тестирование в лабораторных условиях технологий, направленных на частичное тампонирование высокопроницаемых пропластков коллектора с целью создания искусственного фильтра и ликвидации выноса песка основывается на проведении сравнительных экспериментов.

В результате этих экспериментов, определяется фактор остаточного сопротивления, представляющий собой отношение проницаемостей пористой среды по какой-либо фильтрующейся жидкости до и после воздействия тестируемого реагента. Фактор остаточного сопротивления (Rост) используется для характеристики степени снижения проницаемости пористых сред по воде при установившемся режиме фильтрации: Rост = k1/ k2=(Q1/P1)/(Q2/P2), где Rост – остаточный фактор сопротивления, т.е. фактор сопротивления установившийся после закачки композиции; k1 и k2 , соответственно, проницаемость по воде модели пласта до и после закачки композиции. При этом вся серия сравнительных экспериментов должна быть проведена по единой методике; одинаковых термобатических условиях, c использованием одних и тех же рабочих жидкостей и, самое главное c использованием образцов пористой среды с одинаковыми значениями проницаемости, пористости и структуры пористой среды.

Образцы кернов продуктивных пород, как правило, различны по проницаемости и морфологии. Это различие характерно даже для образцов, изготовленных из одного кернового материала. Обладая сравнительно низкой абсолютной проницаемостью, образцы кернов после воздействия тампонирующих составов могут вообще стать непроницаемыми. Кроме того, линейная фильтрация через образцы кернов определенных систем, особенно дисперсных, содержащих твердую фазу, легко приводит к образованию так называемой торцевой корки. Поэтому образцы натуральных кернов малопригодны для выполнения такой задачи.

На наш взгляд, для выполнения тестовых сравнительных экспериментов по исследованию тампонирующих составов, воздействие которых на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пористой среды не связано с реакцией состава с различными составляющими пористой среды и влиянием на ФЕС продуктов такой реакции, идеально подходят насыпные модели пористых сред.

Для набивки таких моделей пласта используется молотая в течение определенного времени на шаровой мельнице исходная фракция кварцевого песка, чем достигается с хорошей воспроизводимостью заданная проницаемость пористой среды. При этом структура пористой среды насыпной модели определяется упаковкой зерен песка и является постоянной для любой проницаемости, что доказывается тем фактом, что пористость насыпных моделей пласта всегда составляет величину близкую к 30%.

С учетом необходимости исследования в лабораторных условиях различных тампонирующих составов, в учебно-научной лаборатории моделирования пластовых процессов кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина разработана оригинальная многофункциональная фильтрационная установка высокого давления НР-CFS, позволяющая наряду с экспериментами на образцах кернов проводить исследования с использованием насыпных моделей пласта. Принципиальная схема установки представлена на рис.2.4.

Установка HP-CFS обеспечивает проведение фильтрационных экспериментов на насыпных моделях пористых сред и образцах кернов при температурах до 150C и давлении до 20,0 МПа. При необходимости используется система противодавления, обеспечивающая максимальный уровень давления 7,0 МПа. При работе с образцами кернов давление обжима может достигать 50,0 МПа. Основными функциональными частями установки являются термостатируемая насыпная модель пласта (блок А) и кернодержатель для опытов с использованием образцов кернов (блок Б).

Подача рабочих жидкостей в оба блока осуществляется через поджимки с разделительными поршнями жидкостными прессами ISCO, из которых в подпоршневой объем поджимок подается масло. При этом возможна раздельно - одновременная подача масла в каждую из поджимок, или только в одну поджимку, с заданым расходом.

Заполнение поджимок рабочими жидкостями производится под действием вакуума, после того, как разделительный поршень приводится в крайнее нижнее положение давлением газа из баллона. Для закачки в модель пласта высоковязких составов, дисперсных или полимерных систем используется сосуд высокого давления, подача реагента из которого производится под давлением газа из баллона, либо под воздействием несмешиваюшейся с реагентом жидкости из поджимки. В процессе фильтрации осуществляется контроль перепада давления дифманометром фирмы Gould. Фильтрация флюидов может производиться при фиксированных расходах до 600см3/час.

Промысловые испытания разработанного состава

Разработанная композиция основана на использовании кремнийорганической смолы в растворителе и органофункционального силана, который играет роль отвердителя и связывающего агента между породой (песком) и органическим полимером. Механизм адгезии кремнийорганического полимера к породе объясняется действием двух факторов: хемосорбции и адсорбции. Адсорбция обусловлена главным образом физическим взаимодействием на поверхности раздела фаз (с образованием Ван-дер Ваальсовых сил). При взаимодействии полимера с породой он покрывает частицы песка, склеивает и фиксирует их с образованием полимерной матрицы. Хемосорбция осуществляется в результате того, что происходит взаимодействие функциональных групп входящих в состав полимера с гидроксильными группами, присутствующими на частицах породы, что приводит к образованию прочных силоксановых связей (Si-O-Si).

Одним из наиболее эффективных и достаточно распространенных способов увеличения адгезионной прочности покрытий является использование промоутеров адгезии – химических веществ, способных легко адсорбироваться на поверхности субстрата с образованием прочных химических связей [45]. Наибольшее применение в промышленности получили соединения класса силанов. Возможны два способа их применения: обработка субстрата (аппретирование) и введение в состав полимерной композиции. Органофункциональные силаны в органо-неорганических композициях способны создавать поперечные связи между органической и неорганической поверхностью. Как результат такого взаимодействия – возможность использования таких силанов как промоутеров адгезии, модификаторов поверхности и поперечносшивающих агентов.

В состав данной композиции входит органофункиональный силан, относящийся к типу триалкоксисиланов общей формулой R (CH2)nSi(OR)3, где R – органофункциональная группа, а OR – гидролизуемая алкоксигруппа. Органосиланы при взаимодействии с водой гидролизуются с образованием силоксанов. Молекулы силоксанов могут взаимодействовать между собой с образованием геля или сшитой пространственной сетки [46,47].

Механизм формирования силоксанового геля заключается в следующем: в присутствии воды гидролизу подвергается алкоксигруппа (OR) с образованием силанола (Силанол – органосилан у которого присутствует силанольная группа Si-OH). В результате дальнейшего протекания реакции гидролиза образуется сначала силандиол, а затем силантриол. Дальше протекает реакция поликонденсации – взаимодействия образующихся силанольных групп между собой с образованием полисилоксановых цепочек и в конечном итоге сшитого геля (пространственной сетки). Механизм гидролиза молекул органосилана показан на рис. 3.9.1.

Механизм гидролиза молекул органосилана Силоксан обладает уникальной способностью – он действует как связующий агент между органической и неорганической поверхностью [48]. В результате взаимодействия молекул силоксана с гидроксильными группами на поверхности породы происходит образование прочной силоксановой связи Si-O-Si. Связь силоксана с полимером возникает в результате наличия у него соответствующей функциональной группы (в нашем случае аминной). Таким образом, добавка органофункионального силана в композицию приводит к образованию поперечных связей между породой и полимером, что обеспечивает высокую адгезионную прочность образующегося полимерного камня (скрепленного песчаника).

Механизм образования поперечных связей между кремнийорганическим полимером, промоутером адгезии и породой представлен на рис. 3.9.2.

Механизм образования поперечных связей между кремнийорганическим полимером, промоутером адгезии и породой Это было подтверждено с помощью анализа на ИК-Фурье спектрометре Thermo Scientific Nicolet iS10. Была подготовлена таблетка из прессованного мелкодисперсного диоксида кремния (аэросила). На поверхность аэросила был нанесен жидкий раствор отвердителя АГМ-9 (3-аминопропилтриэтоксиислана). Были получены ИК-спектры образцов до и после нанесения органосилана. Произведя сравнительный анализ полученных данных (представленых на рис 3.9.3 и 3.9.4) - наблюдали резкое уменьшении числа гидроксильных групп -OH (в районе 3600-3400 см-1) и рост числа силоксановых связей (Si-O-Si) в районе 1200-1000 см-1 примерно на 33%.

Предотвращение выноса песка и породы из скважин является актуальной проблемой для многих подземных хранилищ газа, созданных в слабосцементированных терригенных коллекторах, которая требует индивидуального подхода с точки зрения выбора технологии крепления прискважинной зоны дренирования. Устойчивость коллектора связана с геологическими характеристиками пласта и режимом эксплуатации ПХГ. Пескопроявление приводит к образованию песчаных пробок, эрозии внутрискважинного и наземного оборудования, что приводит к значительным финансовым затратам. Вынос песка и породы накладывает ограничения на суточную производительность скважин, вплоть до полной их остановки.

В научно-образовательном центре (НОЦ) «Промысловая химия» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина проводятся исследования по разработке и применению кремнийорганических полимеров (полиорганосилоксанов) в качестве тампонажных составов для ремонтно-изоляционных работ нефтяных и газовых скважин. Одной из задач, для решения которой могут быть использованы составы на основе полиорганосилоксанов – это ликвидация выноса песка в газовых скважинах. Эффективность действия этих композиций обусловлена тем, что они обладают целым рядом положительных свойств: высокой адгезией к породе и металлу, гидрофобизирующей способностью, химической стабильностью, термостойкостью, устойчивостью к воздействию пластовых вод.

Для тампонажных составов, применяемых для предотвращения выноса песка в газовых скважинах, существует два основных критерия эффективности – это сохранение проницаемости коллектора по газу и образование прочного камня (скрепленного песчаника), который будет выдерживать большие знакопеременные нагрузки, возникающие при отборе и закачке газа. С учетом соблюдения этих параметров, были выполнены комплексные исследования по оценке прочности и изменению фильтрационных свойств искусственных образцов керна, обработанных различными кремнийорганическими полимерами. В результате проведенных экспериментов была разработана композиция, в состав которой, помимо полиорганосилоксана, входит сшивающий агент, добавляемый в состав для образования более прочной и химически устойчивой структуры полученного полимерного камня. Эта композиция получила название Химеко-П.

Ограничение выноса песка в призабойную зону пласта на скважинах Песчано-Уметского ПХГ путем закачки полимерного состава Химеко-П применялось впервые. Цель проведения работ – опытные исследования Химеко-П на скважинах ПХГ. Технология была применена на скважинах №№ 123, 126.