Содержание к диссертации
Введение
1. Состояние вопроса и задачи исследований 10
1.1. Анализ причин, влияющих на состояние призабойной зоны пласта эксплуатационных скважин на месторождениях Крайнего Севера в условиях форсированного отбора газа 11
1.2. Анализ технико-технологических мероприятий, направленных на борьбу с разрушением призабойной зоны и выносом песка в ствол скважин 19
1.3. Теоретические предпосылки разработки технологии крепления слабосцементированных горных пород призабойной зоны пласта 25
2. Методы исследований 31
2.1. Приборы и оборудование 31
2.2. Планирование эксперимента и обработка результатов исследований 39
3. Исследование влияния компонентного состава технологических жидкостей и условий твердения на свойства сцементированных проницаемых песчаных кернов 41
3.1. Исследование технологических жидкостей для крепления слабосцементированных песчаников 41
3.2. Разработка и исследование технологических жидкостей и материалов для создания сцементированного проницаемого песчаного барьера при проведении ремонтно-восстановительных работ в скважине 57
3.3. Стендовые испытания технологических жидкостей для предотвращения разрушения призабойной зоны пласта 68
3.4. Исследование проникающей способности мелкодисперсных частиц через сцементированный проницаемый песчаный барьер.. 72
4. Разработка технологии закрепления слабосцементированных пород продуктивного пласта 78
4.1. Разработка технологии крепления призабойной зоны пласта . 79
4.2. Разработка технологии восстановления разрушенной призабойной зоны пласта 84
5. Опытно-промышленные испытания технологии крепления слабосцементированных пород приза бойной зоны пласта 87
Общие выводы 95
Использованные источники 97
- Анализ причин, влияющих на состояние призабойной зоны пласта эксплуатационных скважин на месторождениях Крайнего Севера в условиях форсированного отбора газа
- Теоретические предпосылки разработки технологии крепления слабосцементированных горных пород призабойной зоны пласта
- Исследование технологических жидкостей для крепления слабосцементированных песчаников
- Разработка технологии крепления призабойной зоны пласта
Введение к работе
Актуальность работы. В настоящее время большое количество газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера, эксплуатируемых предприятиями ОАО "Газпром", находится на завершающей стадии разработки. Эксплуатация Уренгойского, Медвежьего, Ямбургского и других месторождений региона в течение длительного периода сопровождается снижением пластового давления, обводнением призабойной зоны продуктивного пласта конденсационными и пластовыми водами. При эксплуатации скважин в таких условиях происходит разрушение призабойной зоны, увеличивается вынос механических примесей в ствол и на дневную поверхность. Это ведет к образованию глинисто-песчаных пробок на забое и в насосно-компрессорных трубах, гидратному режиму работы шлейфов, снижаются де-битов природного газа. Из-за большого содержания механических примесей в добываемой продукции существенному износу подвергается внутрисква-жинное и наземное оборудование. Результатом этого является переход эксплуатационных объектов (газовых скважин) из действующего фонда в бездействующий. Такое положение характерно для большинства месторождений Западно-Сибирского региона (сеноманской залежи), считающихся приоритетными по объему добываемого природного газа.
Необходимость проведения капитального ремонта эксплуатационных скважин сопряжена с большими затратами материальных и трудовых ресурсов, а также снижением общего объема добываемого природного газа по месторождению. В настоящее время разработано и применяется большое количество методов и способов, направленных на предотвращение разрушения призабойной зоны продуктивного пласта и выноса песка в ствол скважины.
Исследованию и разработке технологий крепления слабосцементиро-ванных пород призабойной зоны продуктивного пласта посвящены работы таких отечественных ученых, как P.M. Алиева, P.P. Алишаняна, Б.В. Аресто ва, А.Д. Башкатова, А.И. Булатова, Г.Н. Везенкина, Р.А. Гасумова, А.Н. Го-лохвастова, В.В. Гольдштейна, В.И. Дадыки, А.А. Дергачева, К.В. Кеплей, В.А. Керимова, О.А. Лебедева, A.M. Лебенкова, Г.С. Лутошкина, В.Н. Мар-тоса, И.И. Маслова, Ю.М. Матвеева, Н.С. Митрофанова, В.Г. Мосиенко, Е.Г. Мясковского, С.А. Рябоконь, А.Б. Сулейманова, К.М. Тагирова, Ю.С. Тени-шева, К.А. Шашина, А.Н. Фзутенко, М.Н. Фуксова, М.А. Цайгера, а также зарубежных исследователей: R.K. Bratli, P. Horsrud, R. Risnes, L.G. Jones, A.S. Oden, Дж. Реймоса, N. Stein и др. Но в целом успешность работ по креплению призабойной зоны остается низкой.
В связи с этим возникла необходимость поиска технико-технологических решений, направленных на предотвращение разрушения призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин в условиях водонапорного режима эксплуатации месторождений. А это, в свою очередь, потребовало разработки технологических жидкостей и технологий, направленных на предотвращение разрушения призабойной зоны продуктивного пласта и выноса механических примесей в ствол скважины за счет создания прочного проницаемого песчаного барьера на фанице "скважина-пласт" в интервале эксплуатируемого объекта. Решению этой проблемы посвящена данная работа.
Цель работы - повышение производительности газовых скважин на месторождениях Крайнего Севера, эксплуатируемых в условиях форсированного отбора газа, за счет крепления слабосцементированных пород призабойной зоны пласта.
Основные задачи исследований.
1. Анализ влияния причин, обуславливающих разрушение призабойной зоны пласта газовых скважин месторождений Крайнего Севера (сеноманская залежь) в условиях форсированного отбора газа.
2. Совершенствование технологических решений, направленных на предупреждение разрушения призабойной зоны пласта в газовых скважинах месторождений Крайнего Севера.
3. Исследование технологических жидкостей для крепления слабосце-ментированных пород призабойной зоны пласта.
4. Разработка технологии крепления слабосцементированных пород призабойной зоны пласта газовых скважин.
5. Разработка технологии создания искусственного сцементированного барьера в разрушенной призабойной зоне пласта.
Методы решения поставленных задач основаны на результатах собственных аналитических, лабораторных и практических исследований, построенных на анализе и обобщении теоретических и промысловых данных по ликвидации выноса пластового песка в ствол скважины с использованием современных методов, приборов и математического моделирования, а также статистических методов обработки результатов исследований.
Научная новизна.
1. Обосновано применение вяжущего состава на основе силиката натрия с двухстадийным отверждением гелеобразующей и отверждающей жидкостями для крепления призабойной зоны пласта эксплуатационных скважин на месторождениях Крайнего Севера.
2. Разработаны и научно обоснованы рецептуры вяжущей жидкости на основе силиката натрия и гелеобразующего раствора, обеспечивающих сохранение фильтрационно-емкостных свойств обрабатываемого интервала продуктивного пласта.
3. Разработана технология крепления слабосцементированных горных пород призабойной зоны пласта.
4. Разработана технология создания искусственного сцементированного проницаемого песчаного барьера в разрушенной призабойной зоне продук тивного пласта (Патент РФ № 2172811, МКИ7 Е 21 В 33/13, 33/138. Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта). Основные защищаемые положения.
1. Обоснование применения вяжущего состава на основе силиката натрия с последующим двухстадийным отверждением гелеобразующей и от-верждающей жидкостями для крепления призабойной зоны продуктивного пласта эксплуатационных газовых скважинах на месторождениях Крайнего Севера.
2. Составы вяжущего раствора и гелеобразующей жидкости, обеспечивающих сохранение фильтрационно-емкостных свойств обрабатываемого интервала.
3. Технология крепления призабойной зоны пласта, представленной сла-босцементированными породами.
4. Технология создания искусственного сцементированного проницаемого песчаного барьера в разрушенной призабойной зоне пласта.
Практическая ценность и реализация результатов работы. На основе обобщения результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований разработаны и внедрены в производство:
• рекомендации по технологии укрепления и восстановления разрушенной призабойной зоны продуктивного пласта;
• составы вяжущей и гелеобразующей жидкостей, обеспечивающих сохранение фильтрационно-емкостных характеристик закрепляемого интервала продуктивного горизонта;
• технология крепления призабойной зоны пласта путем последовательного нагнетания в обрабатываемый интервал вяжущей, гелеобразующей и отверждающей жидкостей; • технология создания искусственного сцементированного проницаемого песчаного барьера в разрушенной призабойной зоне продуктивного пласта.
Основное содержание работы, выводы и рекомендации соответствуют программам НИР ОАО "Газпром" в области капитального ремонта газовых скважин месторождений Западно-Сибирского региона, выполненным специалистами ОАО "СевКавНИПИгаз".
Экономический эффект от внедрения разработанной технологии крепления призабойной зоны пласта на восьми скважинах Уренгойского ГКНМ составил 7.684.800 руб.
Результаты проведенных исследований используются при научно-практическом обеспечении работ по креплению призабойной зоны продуктивного горизонта на скважинах Уренгойского ГКНМ ООО "Уренгойгаз-пром", Ямбургского ГКМ ООО "Ямбурггаздобыча", Медвежьего ГМ ООО "Надымгазпром", Комсомольского ГКМ ООО "Ноябрьскгаздобыча".
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на второй Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности" (г. Москва, 28 -30 сентября 1999 г.); V региональной научно-технической конференции "Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону" (г. Ставрополь, СевКавГТУ, 2001 г.); XII научно-практической конференции "Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири - 2002" (г. Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 13-17 мая 2002 г.); VI региональной научно-технической конференции "Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону" (г. Ставрополь, СевКавГТУ, 2002 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 14 печатных работ, в том числе патент РФ № 2172811, МКИ7 Е 21 В 33/13, 33/138. Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта. Объем работы. Диссертация изложена на 108 страницах машинописного текста, включает 15 рисунков и 20 таблиц. Работа состоит из введения, пяти глав, общих выводов и списка использованных литературных источников из 102 наименований.
Анализ причин, влияющих на состояние призабойной зоны пласта эксплуатационных скважин на месторождениях Крайнего Севера в условиях форсированного отбора газа
При рассмотрении динамики разрушения призабойной зоны пласта (ПЗП) эксплуатационных газовых скважин сеноманской залежи месторождений Западной Сибири необходимо отметить, что залежь представлена газо-содержащими пластами-коллекторами с широким диапазоном фильтрацион-но-емкостных свойств.
На основании анализа материалов геофизических исследований (ГИС) (дебитометрии, электрометрии, радиометрии, термометрии) в комплексе с данными газодинамических исследований (ГДИ) выявлено, что не все газо-содержащие пласты в зоне фильтра отрабатываются в скважину в должной мере при принятых оптимальных режимах разработки (депрессии, дебите). Из общих газонасыщенных пропластков в интервале перфорации рабочими являются пласты-коллекторы со следующими свойствами: высота газоносного интервала 2,5 - 18,2 м, пористость 28,7 %, проницаемость 0,117 - 3,0 мкм2, коэффициент газонасыщенности 78,2 %. По данным ГИС газоотдача таких пропластков достигает 70 % газа от всего добываемого объема [4,5].
Пласты-коллекторы представлены следующим литологическим составом: кварц от 50 до 60 %, полевой шпат от 25 до 35 %, слюда от 2 до 6 %, обломки породы от 4 до 10 %. Для песчано-алевролитовых пород сеноманской залежи характерна слабая степень цементации: 10 - 15 %, при этом цемент чаще всего порового или пленочно-порового типа, каолит-хлорит-гидрослюдистого состава [5].
При разработке Уренгойского ГКНМ (УГКНМ) и Ямбургского ГКМ (ЯГКМ) основные причины осложнений, возникающих при добыче газа, связаны с естественными процессами, влияющими на изменение состояния пласта-коллектора и ведущими к его разрушению.
Эксплуатация месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, осуществляется в различных условиях изменения пластового давления по площадям (рис. 1).
Падение пластового давления ведет к увеличению эффективного сжимающего давления, напряжений в приствольной зоне продуктивного пласта, к изменению порометрических характеристик продуктивного интервала. Увеличение эффективного сжимающего давления в призабойной зоне пропорционально снижению пластового давления [6]. Наличие глинистого цементирующего материала ведет к тому, что при изменении пластового давления в процессе эксплуатации происходит деформация пород коллектора. Вследствие изменений структуры породы снижаются силы сцепления между песчаными частицами, а в результате изменения структуры пласта снижается коэффициент проницаемости. При постоянном фадиенте давления потока газа происходит изменение скоростей его движения, что в совокупности с другими факторами усугубляет процесс разрушения скелета породы.
По мнению специалистов газопромыслового Управления ООО "Урен-гойгазпром", в начальный период эксплуатации скважин разрушения продуктивных коллекторов не происходило, так как депрессия на пласт не превышала предельной ее величины для данного типа коллекторов. Для "суперколлекторов" предельная величина составляла 0,5 - 0,6 МПа. Для более плотных коллекторов: 1,0 - 1,2 МПа. При накоплении объема добычи газа до 300-400 млн.м3 и более, а также при наличии конденсационных вод призабойная зона разрушается при депрессии на пласт 0,3 МПа. В условиях поступления пластовой воды разрушение призабойной зоны происходит при меньших объемах накопленной добычи и депрессии 0,1 МПа. По мере роста объема накопленной добычи газа, увеличения водопритока и снижения пластового давления величина предельной депрессии уменьшается [7].
В период падающей добычи, в связи с закономерными проявлениями естественных признаков "старения" месторождений, большое количество скважин работает с выносом механических примесей на всех режимах исследований. Осложнения, связанные с разрушением призабойной зоны и выносом пластового песка в ствол эксплуатационных скважин УГКНМ, начали проявляться с 1990- 1991 гг. [8 - 10]. Уже в 1994 году (на основании результатов исследований специалистов ВНИИгаза по 881 эксплуатационным се-номанским скважинам УГКНМ) установлено, что вынос пластового песка в количестве выше 5 г/сут. присутствовал в 504 скважинах [11]. Механизм выноса таких фракций описан в работе [12] на основе физической модели псевдоожижения.
На основании результатов промысловых исследований работы газовых скважин УГКНМ и ЯГКМ за 2000 - 2001 гг. выявлено, что основными причинами пескопроявлений в скважинах является их обводнение как пластовой, так и, в первую очередь, конденсационной водами [13]. При снижении про изводительности скважин на забое происходит образование песчано-жидкостных пробок. Поскольку приток газа в скважину имеет пульсирующий характер, то пробка (или песчано-водяная пульпа) находится на забое в псевдосжиженном состоянии. Следствием этого является увеличение влаго-содержания в призабойной зоне пласта, приводящее к размыву порового цемента, выносу пластового песка и образованию отдельных каналов повышенной проводимости.
Основной же причиной разрушения ПЗП является поступление пластовых вод в продуктивную часть залежи [14]. В настоящее время на месторождениях региона наблюдается интенсивный подъем газо-водяного контакта (ГВК) к интервалам перфорации эксплуатационных объектов (рис. 2). По состоянию на 2000 - 2001 гг. уровень подъема ГВК в скважинах сеноманской залежи ЯГКМ на ряде кустов достиг 20 - 40 метров, при этом ежегодный темп подъема ГВК увеличился на некоторых скважинах до 4 - 6 метров в год.
Теоретические предпосылки разработки технологии крепления слабосцементированных горных пород призабойной зоны пласта
Анализ научно-технической литературы показал, что основным недостатком крепления слабосцементированных пород ПЗП химическими методами является неравномерное проникновение вяжущего состава в зону обрабатываемого интервала. Это ведет к значительному снижению прочности и фильтрационно-емкостных свойств закрепляемого интервала.
На основании обобщения технико-технологических мероприятий, направленных на борьбу с разрушением призабойной зоны, и причин, ведущих к выносу песка в ствол скважин, можно сделать вывод, что крепление слабосцементированных песчаников призабойной зоны эксплуатационных газовых скважин месторождений Крайнего Севера обеспечивается применением в качестве вяжущего вещества водного раствора силиката натрия или калия [87, 88].
Преимущество использования силиката натрия в качестве вяжущего вещества для крепления слабосцементированных пород ПЗП очевидно: нетоксичен, хорошо смачивает гидрофильную поверхность пластового песка при нагнетании в пласт, при температурах 10 - 30 С отверждается многими органическими и неорганическими веществами, разбавляется водой.
При нагнетании раствора силиката натрия в обрабатываемый интервал происходит образование кремнигелевой кислоты, связывающей мелкодисперсные частицы в агрегаты и обеспечивающей создаваемому конгломерату высокую прочность.
Но товарное растворимое жидкое стекло выпускается плотностью выше 1400 кг/м3 и имеет условную вязкость 48 с, что затрудняет его нагнетание в продуктивный пласт, а особенно в мелкие поры. Для достижения эффективности обработки ПЗП в ОАО "СевКавНИПигаз", с участием автора, были проведены поисковые работы, направленные на получение новых составов и технологии крепления с использованием временно стабильной эмульсии углеводородной жидкости и силикате натрия, эмульгатор неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ): неонол АФ9.12 или ОП-10 для получения эмульсии прямого типа, с периодом распада 15-20 минут, имеющей условную вязкость 18 с и легко нагнетаемой в поровое пространство обрабатываемого интервала.
В процессе приготовления эмульсии применяется силикат натрия в виде водного раствора плотностью 1300 - 1400 кг/м3. Так как товарный силикат натрия имеет плотность порядка 1420 кг/м3, то его необходимо разбавлять до требуемой плотности технической водой. При разбавлении водой концентрированное жидкое натриевое стекло диспергируется следующим образом: Na2Si03 + 2Н20 -»2NaOH + H2Si03 ( 1 ) При отверждении вяжущего вещества (силиката натрия или калия) водорастворимыми солями двух- и трехвалентных металлов должно происходить быстрое взаимодействие химически активных соединений, и образование вязкого экрана перед раствором хлорида кальция. По мере нагнетания в обрабатываемый интервал ПЗП будет закупоривать часть его порового пространства, снижая фильтрационно-емкостные свойства. Это сильнее проявляется, если продуктивный пласт сложен из мелкозернистого слабосцемен-тированного песчаника. Последовательное нагнетание в ПЗП спиртового раствора хлорида кальция за силикатом щелочного металла ведет к тому, что из-за быстрой реакции взаимодействия этих компонентов происходит неравномерное крепление песчаного барьера по всему объему.
В процессе проведенных нами аналитических исследований, было установлено, что для обеспечения удовлетворительных прочности и проницаемости закрепляемых слабосцементированных пород процесс отверждения силиката натрия необходимо проводить в две стадии - гелеобразующей и от-верждающей жидкостями.
Для первичного отверждения силиката натрия нами были выбраны моноспирты с различной степенью эффективности: изопропиловый, этанол, метанол, а также ацетон или их смеси с добавками. Спирт действует как геле-образователь, частично продолжающий оттеснять вяжущий состав в глубь пласта и позволяющий максимально раскрывать поровое пространство закрепляемого интервала после обработки силикатом натрия. Ацетон более жесткий быстродействующий гелеобразующий агент, поэтому он меньше вытесняет жидкое стекло и влияет на прочность обрабатываемого интервала.
Известно, что адгезионная способность состава к гидрофильным поверхностям песка определяется присутствием в его структуре высокоактивных и реакционно-способных гидроксильных групп. Однако нами в качестве гелеобразующей жидкости рекомендуется использовать более эффективное химическое соединение - оксаль Т-80. Оно содержит до 50 % диоксановых спиртов, молекулы которых имеют от одной до четырех гидроксильных групп: С2Н702(ОН); С4Нб02(ОН)2; С4Н402(ОН)4. Взаимодействие оксали Т-80 с силикатом натрия идет по следующей схеме:
В процессе реакции происходит выделение кремнийорганического соединения (сложного эфира - геля). Гелеобразование ведет к быстрому закреплению силиката натрия на поверхности песка и предотвращает его "вымывание" при последующем нагнетании технологических жидкостей в закрепляемый интервал. Однако Т-80 является высоковязкой жидкостью и в чистом виде его трудно закачать в мелкие поры обрабатываемого интервала продуктивного пласта. Поэтому его необходимо эмульгировать в углеводородной жидкости (дизельном топливе или газовом конденсате) с применением неио-ногенных ПАВ. Это позволяет существенно снизить вязкость гелеобразую-щей жидкости. При нагнетании в пласт эмульсия равномерно заполняет межзерновое пространство, вытесняет из него ранее закачанную эмульсию силиката натрия и отжимает ее в контактные зоны песка. В процессе химической реакции происходит адгезия вяжущего вещества на поверхности песка в его контактных зонах. На первой стадии отверждения идут обезвоживание и частичная нейтрализация гидроокиси натрия. При этом образуется гель орток-ремневой кислоты с последующей потерей подвижности, что способствует его прочному закреплению на поверхности песка. В таком виде выпавший гель еще не имеет большой прочности и стойкости к воздействию воды. Углеводородная жидкость из эмульсии силиката натрия и Т-80 остается в поро-вом пространстве закрепляемой зоны и способствует сохранению фильтра-ционно-емкостных свойств обрабатываемого интервала.
В качестве отвердителя жидкого стекла выбран хлористый кальций (ди-гидрит или безводный), являющийся многотоннажным отходом содового производства и широко используемый на месторождениях Крайнего Севера в качестве низкотемпературной добавки в технологические жидкости. При использовании водного раствора хлористого кальция в качестве от-вердителя силиката натрия в эмульсии возможно разбавление вяжущего состава водой. Следствием этого является снижение плотности силиката натрия и, соответственно, уменьшение прочности обрабатываемого интервала.
Для устранения этого недостатка было принято решение растворить хлористый кальций в моноатомном спирте, например, в метаноле, который широко используется в нефтегазодобывающей промышленности.
Спиртовой раствор хлористого кальция отверждает силикат натрия с образованием гидросиликата кальция и небольшого количества кремнекислоты, которая превращается в сцементированный конгломерат. Гидросиликат кальция является вяжущим, обеспечивающим непрерывное во времени повышение прочности сцементированного песчаника. К тому же при контакте спиртового раствора с силикатом происходит взаимодействие кремнегеля и оставшейся щелочи с хлористым кальцием. В результате этого заключительного процесса образуются гидросиликаты кальция, которые после кристаллизации скрепляют песчаные частицы в прочный конгломерат и придают ему большую водо-, кислото- и щелочестойкость.
Исследование технологических жидкостей для крепления слабосцементированных песчаников
При проведении исследований технологических жидкостей для крепления слабосцементированных горных пород решались основные задачи: определение оптимального соотношения силиката натрия и углеводородной жидкости в эмульсии; разработка состава гелеобразующего раствора, обеспечивающего минимальное снижение фильтрационно-емкостных свойств обрабатываемого интервала; подбор отверждающего раствора, обеспечивающего максимальную прочность сцементированного песчаника при минимальном снижении проницаемости; установление оптимального соотношения между вяжущей и отверждающей жидкостями. С учетом этого проведены экспериментальные исследования по выбору рациональных дозировок технологических жидкостей для крепления слабо-сцементированных пород призабойной зоны пласта. При креплении песчаников основными требованиями являются сохранение фильтрационно-емкостных свойств обрабатываемого интервала при заданной прочности горной породы после обработки. Параметрами оптимизации выбраны газопроницаемость сцементированного песчаного керна и его прочность на сжатие.
Из практики известно, что при химическом методе крепления продуктивного пласта вяжущим веществом часть порового пространства пласта после обработки остается занятой продуктами твердения, из-за чего частично снижается проницаемость коллектора и, следовательно, дебит скважины. Признавая неоспоримость этого явления, мы исходим и из другого факта. Большинство газовых залежей неоднородны по свойствам в трехмерном пространстве. Это позволяет с большей вероятностью утверждать следующее: при нагнетании в пласт вяжущие жидкости будут идти по пути наименьшего сопротивления, то есть в первую очередь заполнять наиболее проницаемые пропластки. Благодаря этому после крепления пласта его проницаемость по высоте будет выравниваться, что благоприятно отразится на газодинамических условиях его эксплуатации.
При изучении свойств сцементированных песчаных кернов переменными факторами служили: крупность песка, концентрация силиката натрия в эмульсии, его плотность, содержание Т-80 в гелеобразующей жидкости, содержание хлористого кальция в отверждающей жидкости, расход гелеобразующей и отверждающей жидкостей, содержание глины в образце, влажность песка, время и температура твердения. Это независимые переменные факторы. Чтобы выявить вклад каждого из них в результат отклика, их сгруппировали между собой и варьировали на трех уровнях. После обработки результатов эксперимента получены линейные уравнения, в которых величина коэффициента перед переменными и их знак указывают на конкрет ный вклад каждого переменного в значение величины отклика. При проведении экспериментов фиксировались относительная влажность, температура, атмосферное давление и другие параметры, необходимые для проведения расчетов уравнений регрессии.
В табл. 5 приведены результаты исследований влияния значений переменных факторов - концентрации (Xt) и плотности (А ) силиката натрия в составе эмульсии, крупности песка (Х3) на свойства сцементированного песчаного керна. Расчеты результатов эксперимента выполнены с применением ортогональных планов третьего порядка.
При проведении исследований нагнетание рабочих жидкостей осуществляли в следующей последовательности: в "образец-керн" намывали песок, затем с целью оттеснения воды из порового пространства образца продавливали углеводородную жидкость. За оттесняющей жидкостью нагнетали эмульсию силиката натрия с учетом значений Xj и Л . Вяжущий состав продавили углеводородной жидкостью (буферная жидкость) и последовательно закачали гелеобразующую и отверждающую жидкости. При этом концентрация Т-80 в гелеобразующей жидкости составляла 40 об.%, хлористого кальция в отверждающеи жидкости - 20 мас.%, отношение объемов гелеобразующей, отверждающеи жидкостей и силиката натрия - 1:1:1 части. Время твердения образца - 2 суток при температуре 22 С.
После обработки результатов эксперимента рассчитаны уравнения регрессии, адекватно описывающие поверхность отклика в принятых пределах варьирования значений переменных факторов.
Установлено (уравнение 5), что с повышением концентрации силиката натрия в эмульсии и его плотности газопроницаемость песчаных сцементированных кернов снижается. Это связано с повышением вязкости эмульсии силиката натрия, за счет чего утолщаются пленки вяжущего состава на песчинках и в контактных зонах, ведущих к снижению объема порового пространства песчаного керна.
При увеличении крупности песка газопроницаемость песчаного керна увеличивается, что связано с увеличением общей пористости и проницаемости песка до закрепления. По величине коэффициентов и по знаку при переменных X] и Х2 можно судить, что и концентрация жидкого стекла в эмульсии, и его плотность в одинаковой степени эффективно влияют на снижение показателя газопроницаемости песчаного керна.
Прочность сцементированных песчаных кернов также существенно зависит от этих переменных факторов. Из уравнения (6) видно, что повышение концентрации и плотности силиката натрия в эмульсии увеличивает показатель прочности. Также прочность увеличивается и при повышении крупности песка, что связано со снижением удельной поверхности песка и лучшим заполнением порового пространства силикатом натрия. Максимальная прочность сцементированного песчаного керна достигается при максимальной концентрации жидкого стекла в эмульсии (60 мас.%), максимальной плотности жидкого стекла (1400 кг/м3) и максимальной крупности песка, при этом газопроницаемость песчаных кернов минимальна.
С учетом вышеизложенного, при проведении исследований параметры оптимизации подбирались в зависимости от изменения значений переменных Xi, Хг и Aj.
В табл. 6 приведены результаты двухфакторного эксперимента, отражающие влияние концентрации Т-80 в гелеобразующей жидкости (Xt) и концентрации хлористого кальция в отверждающей жидкости (А ) на свойства сцементированного песчаного керна.
Разработка технологии крепления призабойной зоны пласта
В качестве первого отвердителя - гелеобразователя эффективнее использовать эмульсионный раствор следующего состава: флотореагент - оксаль Т-80 -40-60 мас.%, неонол АФ9.12 - 0,10-0,15 мас.%, углеводородная жидкость - 39,85-59,90 мас.% в объемном соотношении с силикатом натрия 1:1,5 мас.ч.
При проведении технологических операций по креплению слабосцементи-рованных пород ПЗП в качестве гелеобразующей жидкости можно использовать: - метанол с добавкой ацетона (10-30 об.% в объемном соотношении с силикатом натрия 1:1,5 мас.ч.); - смесь газового конденсата с ацетоном, с содержанием последнего 35 - 50 об.%, и эмульгатора (неонол АФб-9 3,5 - 5 об.% или эмультал - 7 об.%). Использование гелеобразующего состава на первой стадии отверждения позволяет обезводить и частично нейтрализовать гидроокиси натрия. При этом образуется гель с последующей потерей его подвижности. В таком виде выпавший осадок еще не имеет большой прочности и стойкости к воздействию воды. В качестве второго отверждающего раствора рекомендуется использовать водно-спиртовый раствор хлористого кальция с концентрацией 180 - 190 кг/м3 и содержанием спирта (метанола) в растворе 30 - 50 об.%, в объемном соотношении с силикатом натрия 1:2 мас.ч. Использование отверждающей жидкости на второй стадии способствует вступлению во взаимодействие кремнегеля и оставшейся щелочи с хлористым кальцием. В результате этого заключительного процесса образуются силикаты кальция, которые скрепляют частицы породы и придают образовавшемуся конгломерату большую водостойкость. Использование двухстадийного отверждения вяжущего вещества позволяет обеспечить удовлетворительные прочность и проницаемость слабосцементированных пород обрабатываемого интервала. Технология крепления призабойной зоны предусматривает использование буферной жидкости (углеводородной) между эмульсией силиката натрия и первым отверждающим раствором (гелеобразователем). Буфер позволяет предотвратить смешивание силиката натрия с отверждающими растворами в стволе скважины при нагнетании в обрабатываемый интервал и частично вытеснить избыток вяжущего вещества из порового пространства для обеспечения сохранения проницаемости в объеме 1:2 мас.ч. Объектами для крепления ПЗП силикатом натрия являются эксплуатационные скважины, работающие с ограничением технологического режима по причине выноса механических примесей в ствол скважины. Для применения вышерассмотренной технологии допускаются скважины при следующих условиях: интервал перфорации (обрабатываемый интервал) не более 50 м; башмак лифтовой колонны должен располагаться выше нижних дыр перфорации на расстоянии от 0,5 до 10 м (при условии, что работы по креплению ПЗП проводятся без установки А-50); не рекомендуются к обработке скважины, в которых призабойная зона загрязнена жидкостями глушения, содержащими коагулянты силиката натрия, а также скважины, в которых проведено ограничение притока пластовой воды с использованием каких-либо масел; техническое состояние скважинного оборудования отвечает условиям нагнетания в призабойную зону технологических жидкостей и суспензий под давлением (герметичность лифтовой и эксплуатационной колонн, исправность устьевого и забойного оборудования). Технологические операции по креплению ПЗП в скважинах, не оборудованных пакером, производятся в следующей последовательности: 1 - обвязать цементировочные агрегаты с трубным и затрубным пространствами нагнетательными линиями; 2 - определить наличие приемистости пласта посредством закачки в лифтовую колонну газового конденсата. Наличие приемистости определяется по давлению в закрытом затрубном пространстве и темпу его падения после нагнетания газового конденсата; 3 - в лифтовую трубы последовательно закачать эмульсию силиката натрия и газовый конденсат (буфер). Параллельно с нагнетанием вяжущего состава в межтрубное пространство закачивается газовый конденсат для создания противодавления с целью предотвращения перетока технологических жидкостей выше обрабатываемого интервала. При наличии бустерного насоса высокого давления создается противодавление путем нагнетания газа в заколонное пространство; 4 - последовательно закачать в лифтовые трубы гелеобразующий и отвер-ждающий растворы; 5 - нагнетание отверждающих составов в обрабатываемый интервал осуществлять продавочной жидкостью (газовым конденсатом в объеме трубного пространства лифтовой колонны и трубного пространства эксплуатационной колонны) в интервале продуктивного пласта до башмака лифтовой колонны; 6 - закрыть скважину (технологический отстой). При креплении слабосцементированных пород ПЗП в скважинах, оборудованных межколонным пакером, не требуется дополнительного создания противодавления в межколонном пространстве. Все остальные технологические операции выполняются в вышеизложенной последовательности.
Основные положения технологии крепления слабосцементированных пород изложены в рекомендациях по технологии восстановления разрушенной призабойной зоны продуктивного пласта (Приложение А).
