МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
УЧРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ
ГОМЕЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
им. П.О.СУХОГО
Кафедра: «»
Реферат
на тему :” Борьба с песком в нефтяных скважинах. Методы борьбы ”
Выполнил студент гр.
.
Приняла преподаватель
Гомель 2014
Содержание
Введение…………………………………………………………………………...3
1. Условия пескопроявлении и образования песчаных пробок в скважинах…4
2. Технологические методы снижения пескопроявлений в скважинах……….5
3. Удаление песчаных пробок из скважин……………………………………....7
4. Создание гравийных фильтров при заканчивании скважин………………...8
5. Методы крепления призабойной зоны скважин……………………………..9
5.1 Контарен-2…………………………………………………………………...10
5.2Укрепление призабойной зоны пласта цементно-соляно-керамзитовой смесью……………………………………………………………………………12
5.3 Крепление призабоинои зоны смолопесчаными смесями………………..13
5.4 Крепление кавернозной призабоинои зоны пласта вспененными смолами…………………………………………………………………………..14
5.5 Крепление призабойной зоны резолформальдегидной смолой сфж-3012…………………………………………………………………………….....15
5.6 Крепление призабойной зоны способом коксования нефти……………...16
Заключение……………………………………………………………………….18
Список использованных источников…………………………….……………..19
Введение
Одним из наиболее важных условий при эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ), которые сооружают в различных структурных ловушках, является безаварийная работа скважин. Однако нередко в процессе эксплуатации скважин в связи с отбором совместно с газом пластовой воды и песка возникают осложнения. При поступлении песка в эксплуатационные скважины происходит абразивный износ фильтров, труб, клапанов и другого скважинного оборудования. Для устранения этих осложнений требуются значительные трудовые и материальные ресурсы. Технологи начинают осознавать, что для того чтобы сократить эти непроизводительные затраты, выгоднее и гораздо легче предотвратить вынос песка из пласта за счет создания в призабойной зоне прочного и хорошо проницаемого барьера путем крепления слабосцементированных пород специальным химическим составом, который бы придавал разрушающимся песчаникам достаточную прочность.[2]
1. УСЛОВИЯ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИИ И ОБРАЗОВАНИЯ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК В СКВАЖИНАХ
Большинство исследователей объясняют выноспеска в скважину действием сил трения и образующимся при этом градиентом давления при фильтрации жидкости в скважину. При высоких градиентах давления и недостаточной прочности цементирующего материала зерна песчаника отделяются от основного массива и выносятся в скважину.
При разработке продуктивных пластов, сложенных рыхлыми песчаниками, в ПЗП может образовываться зона подвижного песка (пластическая область). В этом случае в первые месяцы эксплуатации скважины наблюдается интенсивное неконтролируемое пескопроявление, связанное с вымыванием песка и образованием каверны у кровли пласта, либо у неразрушенного (более прочного) пропластка при неоднородном пласте.
На образование и характер пластической области влияют многие факторы: перераспределение около горной выработки ранее существовавших напряжений, вызванное бурением; действие бурового раствора на цементирующий материал, скрепляющий зерна песка; ударные нагрузки на призабойную зону при кумулятивной перфорации; темпы отбора пластового флюида и ряд других.
Вынос песка обычно увеличивается с ростом отбора продукции, при увеличении водонефтяного фактора, истощении эксплуатируемого пласта и др.
Вероятно, что песок пластической области удерживается от выноса в скважину силой трения, определяемой давлением вышележащих толщ песка. Величина давления на любой глубине пластической области зависит от веса вышележащей толщи песка и горного давления вышележащих пород.
Установлено, что вынос песка уменьшается с ростом давления обжима; при достижении давления обжима 0,3 МПа вынос песка стабилизируется и стремится к постоянной величине; песок, имеющий глинистый цемент, может быть подвержен упрочнению.
Нередко роль связующего между песчинками в пласте-коллекторе выполняет сам скважинный флюид: например, в залежах высоковязкой нефти и битумов. В таких залежах интенсивность выноса песка из пласта в ствол скважины зависит от величины депрессии. Чем выше депрессия, тем больше песка поступает в скважину. Однако вследствие высокой вязкости скважинного флюида в стволе скважины песчаной пробки может не образовываться. Весь песок остается во взвешенном состоянии в нефти и с нею выносится на поверхность.
Применение теплового воздействия на призабойную зону скважин при добыче высоковязких нефтей с одной стороны, снижая вязкость, увеличивает приток нефти к скважине и ее дебит, а с другой стороны, снижение вязкости под действием тепла приводит к выпадению песка в стволе скважины, образованию песчаной пробки, перекрывающей частично или полностью интервал перфорации пласта, и снижению дебита или прекращению подачи.
В газовых скважинах вынос песка из пласта в ствол интенсифицируется при обводнении скважин на поздней стадии разработки месторождения, когда вода сначала вымывает связующие глинистые частицы, а затем выносит песок.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ В СКВАЖИНАХ
Применяемые методы, направленные на предотвращение выноса песка в скважину, условно делят на 3 группы:
—механические методы, предполагающие создание искусственных перемычек, предотвращающих доступ песка в скважину;
— химические методы, основанные на закачке в пласт веществ, впоследствии твердеющих и цементирующих песок;
— комбинированные методы, предполагающие использование механических фильтров и химическое закрепленние зерен песка.
При выборе способа борьбы с выносом песка в скважину учитывается ряд факторов. Большое значение имеет конструкция забоя скважин. При заканчивании скважин с открытым забоем, как правило, используются механические или комбинированные способы. Химические методы закрепления песка применяются, в основном, в новых скважинах, где еще не успели образоваться каверны из-за выноса песка. При выборе способа борьбы с выносом песка учитываются температурные ограничения. Для химических методов допускаемые пределы температур составляют 16-175° С, для механических методов таких ограничений нет, кроме тех случаев, когда при образовании набивок используются нефть или загущенные растворы.
К технологическим методам предотвращения пескопроявления в скважинах относится прежде всего регулирование отборов флюидов из скважины. При этом определенное значение имеет вязкость флюида в пластовых условиях. Чем выше вязкость флюида, тем меньший градиент давления может быть критическим, то есть таковым, при котором начинается вынос песка.
Газ имеет значительно более низкую вязкость, чем вода или, тем более, тяжелая смолистая нефть. Поэтому газовый пласт, сложенный слабосцементированными песчаниками, может подвергаться более значительным депрессиям, поэтому в процессе разработки газового месторождения по мере отбора газа происходит стягивание контура водоносности или подъем подошвенной воды, благодаря чему вода приближается к эксплуатационной газовой скважине и, в конце концов, поступает на забой. Если песчаник сцементирован глинистым или известковистым материалом, то вода по мере ее отбора из скважины постепенно вымывает этот материал, способствуя разрушению пласта даже при более низких депрессиях, чем первоначально.
На практике осуществить такое регулирование отборов, чтобы совершенно предотвратить вынос песка из призабойной зоны в ствол скважины, невозможно. Спустя некоторое время песок будет накапливаться в стволе, образуя песчаную пробку.В то же время пробка может не образоваться, если скорость потока флюида в подъемных трубах будет выше критической, то есть такой, когда скорость восходящего потока флюида в трубках равна скорости падения песчинки в жидкости под действием силы тяжести. Подъемная сила струи флюида пропорциональна квадрату диаметра песчинки, а скорость падения под действием силы тяжести пропорциональна кубу диаметра песчинки. Расчеты показывают, что в зависимости от вязкости флюида, в котором во взвешенном состоянии находятся песчинки, критический размер песчинки лежит в пределах 0,35—0,15 мм. Песчаники меньшего размера не выпадают в осадок и не образуют пробки в стволе скважины.
Если в ствол скважины из ПЗП выносятся более крупные песчинки, то, чтобы не допустить образования песчаной пробки, надо обеспечить скорость подъема флюида из скважины, способную вынести песок на поверхность. Однако, чем выше скорость подъема (отбора жидкости из скважины), тем выше депрессия на пласт, что недопустимо вследствие интенсификации разрушения пласта.
Чтобы этого не допустить, применяют различные технологические мероприятия: используют подъемные трубы уменьшенного диаметра, подлив жидкости в затрубное пространство насосных скважин, полые насосные штанги, хвостовики, скребки-завихрители, глубинные насосы с плунжером «пескобрей» и др.
Хвостовики-трубы небольшого диаметра, присоединяемые к глубинному насосу и опускаемые до нижних дыр фильтра обсадной колонны, предназначены для всасывания выносимого в ствол скважины песка из призабоинои зоны и выноса его на поверхность.
Скребки-завихрители устанавливаются, как правило, на первой штанге над глубинным штанговым насосом и создают вихревое движение жидкости, скорость которого увеличивается у стенок труб и препятствуют оседанию песка над насосом.
С целью предупреждения заклинивания плунжера насоса применяются полые штанги — НКТ диаметром 33, 42, 48 мм. Жидкость из насоса непосредственно направляется в полые штанги, не соприкасаясь с трущимися поверхностями насоса, что полностью исключает заклинивание плунжера. Для обвязки насосной установки с выкидной линией используется гибкий шланг либо специальная арматура.
Подлив жидкости в затрубное пространство насосных скважин применяется при эксплуатации малодебитных скважин с обильным поступлением песка в них с целью обеспечения достаточной для выноса песка скорости флюида. Этот метод применяется при обязательном спуске хвостовика до нижних отверстий фильтра обсадной колонны.
Жидкость, свободная от песка, подливается через отверстие в планшайбе. Эффективность метода подлива зависит от точности дозирования количества подливаемой жидкости.
3. УДАЛЕНИЕ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК ИЗ СКВАЖИН
При образовании песчаных пробок на забое скважин, несмотря на принимаемые меры по их предупреждению, дебит скважин снижается или скважина полностью прекращает подачу продукции. Требуется проведение текущего ремонта по удалению песчаной пробки с забоя скважины.
Для этого применяется прямая или обратная промывка ствола скважины, при этом нижний конец НКТ оборудуется специальными наконечниками либо используется струйный насос, а в трудных случаях при сильно уплотненных песчаных пробках — гидробур.
При прямой промывке рабочую жидкость нагнетают в НКТ, спущенную до пробки, при этом размытая порода выносится по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и промывочными трубами По мере размывания пробки НКТ наращивают.
С целью повышения эффективности разрыхления пробки на конец НКТ навинчивают специальные наконечники. При необходимости создания большей скорости размывающей струи используют наконечник-мундштук — конусный патрубок, на конце которого имеется отверстие диаметром около 25 мм. Недостатком мундштука является необходимость его извлечения после промывки при пуске скважины в эксплуатацию.
Существенным недостаткомпрямой промывкиявляется низкая скорость восходящей струи. Скорость восходящего потокаможет оказаться недостаточной для выноса крупных зерен песка. Прямая промывка требует большого количества промывочной жидкости, что связано со значительным повышением давления на выкиде насоса.
При обратной промывке жидкость закачивают в затрубное пространство скважины, а водопесчаная смесь выносится по насосно-компрессорным трубам.
Промывка песчаных пробок является одним из самых простых способов их ликвидации. Однако иногда (состояние обсадной колонны, большая приемистость пласта и др.) нет возможности использовать этот способ. В таких случаях применяют струйные аппараты, позволяющие производить промывку без давления на пласт со скоростью, почти равной скорости при обычной промывке.
Установка для очистки скважин указанным способом состоит из струйного аппарата, промывочных труб, поверхностного оборудования (шланги, вертлюга, приспособления для долива воды). Струйные аппараты (диаметром 41 мм) состоят из струйного насоса и размывочной головки. В скважинах, где чистка пробок производится со специальными сдвоенными трубами, диаметр аппарата равен 90 мм. В скважинах, где аппарат спускают на одном ряде труб и пропускают его внутри штангового насоса, наружный диаметр выбирают таким, чтобы он мог пройти через седло конуса и замок самого малого по размеру вставного глубинного насоса.
4. СОЗДАНИЕ ГРАВИЙНЫХ ФИЛЬТРОВ ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИ СКВАЖИН
Для предотвращения выноса песка из призабойной зоны в качестве противопесочных фильтров применяют следующие: проволочные однослойные и многослойные, металлокерамические и сетчатые. Они изготавливаются из стандартных труб с прорезанными в них отверстиями; с проволочной обмоткой; набивные забойные фильтры, заполняемые песком иди другими материалами на поверхности; гравийные набивки из отсортированного песка, образуемые путем заполнения затрубного пространства в интервале залегания продуктивного пласта.
Первые три конструкции фильтров обеспечивают задержание уже вынесенного песка, но они быстро разрушаются. Гравийные набивки обеспечивают искусственное закрепление пород в ПЗП.
В необсаженном продуктивном интервале, сложенном слабосцементированными песчаниками, наиболее эффективным методом предотвращения пескопроявлений и обеспечения длительной эксплуатации высокодебитных скважин без снижения их производительности и остановок на ремонт признано заканчивание скважин с созданием гравийного фильтра.
При осуществлении этого метода скважину бурят и крепят эксплуатационной колонной до кровли продуктивного пласта, который затем вскрывают пилотным стволом с отбором керна, если это необходимо для определения фракционного состава пластового песка.
После проведения комплекса геофизических исследований расширяют пилотный ствол по всей длине или выборочно механическим расширителем с применением бурового раствора, не ухудшающего коллекторских свойств продуктивного пласта, и определяют конфигурацию ствола с помощью каверномера — профилемера для расчета необходимого объема гравия.
Затем в скважину спускают компоновку с фильтром-каркасом, за который намывают в продуктивный интервал гравий с герметизацией кольцевого пространства между компоновкой и эксплуатационной колонной до и после намыва — в зависимости от применяемой техники и технологии.
Большинство исследований гравийных набивок сводится к определению их состава и соотношения между размером щелей хвостовика или частиц гравия и размерами песка, выносимого из пласта. Размер зерен гравия выбирается на основе ситового анализа образцов пластового песка. По результатам ситового анализа строится график распределения зерен пластового песка. По данным зарубежных исследований, минимальный размер гравия должен в 4—6 раз, а максимальный — в 6 раз превышать размер зерен пластового песка, соответствующий 10%-ной точке отсева на графике ситового анализа.
Эффективность работы гравийного фильтра наряду с конструкцией и выбором гравийного материала определяется технологией его установки, в частности, большое значение имеет выбор жидкости — носителя. Применяют вязкие жидкости с низкой скоростью закачки и высокой концентрацией гравия.
С увеличением отклонения ствола скважины от вертикали существенно возрастает сложность и стоимость ее заканчивания с гравийным фильтром в необсаженном продуктивном интервале. Так, если в скважинах, близких к вертикальным, затраты на создание гравийного фильтра не превышают, как правило, 10% стоимости скважины, то в скважинах с горизонтальным участком ствола, протяженность которого в 10—30 раз превышает толщину продуктивного пласта, затраты на эти работы соизмеримы со стоимостью бурения скважины и не всегда дают ожидаемые результаты. Это обстоятельство необходимо учитывать при проектировании заканчивания горизонтальных скважин, предусматривая применения противопесочных фильтров других конструкций в тех случаях, когда их установка не грозит серьезными осложнениями из-за пескопроявлений в процессе эксплуатации скважин.
5. МЕТОДЫ КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН
Одним из методов борьбы с пескопроявлением в скважинах является крепление призабойной зоны пласта, сложенного слабосцементированным песчаником, с целью создать проницаемый экран.
Для укрепления призабойной зоны пескопроявляющих пластов в качестве вяжущего применяли портландцемент. Однако фильтр с его использованием отличался низкой проницаемостью и требовал прострела перфораторами. При этом он раскалывался, и операции становились безрезультатными. В качестве добавки, «повышающей проницаемость», применяли песок. Результаты отрицательные, особенно при повышенных температурах. Более эффективной технология стала при использовании цементно-солевых и цементно-песчано-солевых смесей (поваренная соль крупностью до 2 мм). Соль растворялась, обеспечивая проницаемость крепи.
Весьма эффективны работы по применению смесей цемента с алюминиевым порошком, при взаимодействии которых (соотношение не более 0,2 — 0,4% от массы сухого цемента) в водной среде выделяется водород; смесь расширяется, образуется пористый камень.
В зарубежной и отечественной практике используются также химические методы предотвращения выноса песка в скважины, которые основаны на использовании эпоксидных, фурановых, фенольных и фенолформальдегидных смол, а также смеси их с песком. При проведении операций в скважину закачивается последовательно ряд жидкостей, каждая из которых выполняет свою функцию. Так, спирты используют для растворения смолистых веществ; дизельное топливо позволяет сохранить проницаемость пласта; смола, катализатор и отвердитель образуют каркас между песчинками слабосцементированной породы. Используют иногда активаторы. К недостаткам химических методов относятся невысокая надежность и снижение эффективности обработок через определенный период работы скважины.
5.1 КОНТАРЕН-2
Была разработана и испытана технология крепления призабойной зоны пескопроявляющих добывающих и паронагнетательных скважин полимерными составами, имеющими широкий температурный диапазон применения (20—260°С), обладающими достаточными прочностными и фильтрационными характеристиками и обеспечивающими ограничение выноса механических примесей скважинными флюидами независимо от степени обводненности добываемой продукции.
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.
Применение этой технологии позволяет снизить содержание песка в добываемой продукции на 30 — 60% и число осложнений, связанных с выносом песка в 1,5 — 2,5 раза с вероятностью 0,8; снизить обводненность добываемой продукции при сохранении общих отборов из скважины.
Контарен-2 представляет собой композицию, включающую наполнитель и полимерообразующие компоненты, в качестве которых использованы суммарные сланцевые акрилрезоцины (состав ТС-10) и уротропин. Их взаимодействие при температуре выше 35°С образует полимер, который представляет собой пространственную трехмерную сетку, характеризуемую значительной густотой, высокой механической прочностью и коррозионной устойчивостью. Сетка способна разрушаться с заметной скоростью только под действием концентрированных (выше 10%) растворов едких щелочей. Термостойкость сетки приближается к 200°С.
Контарен-2 — вязкая нефильтрующаяся суспензия, получаемая при смешении ТС-10, уротропина, едкого натра, воды и наполнителя ШРС-С.
ТС-10 — однородная смесь суммарных сланцевых фенолов, этиленгликоля и водного раствора едкого натра. Эта жидкость темно-коричневого цвета растворяется в воде до соотношения 1:10, имеет плотность при 20°С 1,16 г/см3, температуру замерзания -30°С.Уротропин технический — мелкокристаллический порошок плотностью 1,25 г/см3 Растворимость уротропина в воде при 5—35°С составляет 45% Плотность насыщенного водного раствора 1,1 г/см3.
Едкий натр — ингибитор коагуляции и регулятор срока начала загустевания Он выпускается в виде твердой бесцветной массы или в гранулах плотностью 2,13 г/см3
Наполнитель ШРС-С — продукт совместного помола растворимого (поваренная соль) и нерастворимого (руда агломерационная и шлак доменный) наполнителей Нерастворимая часть ШРС-С в составе Контарен-2 служит для создания необходимой прочности отвержденного материала, а растворимая часть — для образования микрощелевых каналов после растворения наполнителя Концентрация соли в тампонажном растворе значительно превышает его предельную растворимость, что и обусловливает получение камня, наполненного кристаллами соли Наличие начальной проницаемости у отвержденного материала позволяет быстрее формировать поровое пространство при вымыве соли водой.
Технология предназначена для применения в добывающих скважинах глубиной до 3000 м, паронагнетательных скважинах глубиной до 1400 м. Забойная температура в добывающих скважинах может быть от 20 до 80°С, а в паронагнетательных — от 200 до 260°С.
Технология применяется, если приемистость скважины перед применением при давлении на устье 5 МПа составляет не менее 0,3 куб. м/мин., перфорированная мощность пласта не превышает 30 м, содержание мехпримесей в добываемой продукции не менее 0,13%, а температура окружающей среды не превышает +45°С и не ниже -10°С.
Перед креплением призабойной зоны определяют продуктивность скважины, содержание мехпримесей и воды в нефти, а также величину пластовой температуры; производят подготовительные работы, включающие промывку скважины до забоя, ее глушение и т. д.; определяют приемистость скважины с использованием пластовой нефти, конденсата или воды, а также другой жидкости, не снижающей проницаемости призабойной зоны пласта.
Если проницаемость скважины при давлении 5МПа на устье меньше 0,3 куб. м/мин., то проводят работы по воздействию на призабойную зону пласта с целью повышения ее приемистости.
В скважинах с низкими пластовыми давлениями (ниже гидростатического) и при эксплуатации которых отмечался длительный вынос песка, что обусловило образование каверны в заколонном пространстве, производят предварительное закачивание песка в каверну с целью ее заполнения (до восстановления циркуляции). При этом максимальное давление не должно превышать величину давления гидроразрыва пласта.
Перед проведением технологического процесса устанавливают башмак НКТ с воронкой на уровне нижней границы интервала перфорации.
Для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин применяют полимерные составы.
За 1 — 2 суток до начала работ по креплению призабойной зоны производят лабораторный анализ выбранной рецептуры полимерного состава в условиях ожидаемых температур и давлений.
5.2 УКРЕПЛЕНИЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ЦЕМЕНТНО-СОЛЯНО-КЕРАМЗИТОВОЙ СМЕСЬЮ
Формированию проницаемого цементного камня способствует введение в цементный раствор пористых наполнителей, предварительно насыщенных водой или легкой нефтью. В качестве наполнителей можно применять керамзитовый песок, гранулированную пензу и другие материалы, обладающие открытой пористостью Рациональные размеры гранул наполнителя — 0,5 — 3,0 мм. При этом гранулы свободно проходят через клапанные узлы насоса. Предварительное насыщение гранул жидкостью под вакуумом позволяет сохранить их первоначальную проницаемость и предупреждает попадание цементной суспензии или ее фильтрата в поровое пространство гранул. Приготовленная таким образом цементная смесь седиминтационно устойчива.
Известные способы укрепления призабойной зоны цементнопесчаными и смолопесчаными смесями имеют существенный недостаток, заключающийся в том, что не всегда удается получить при выполнении одной операции два желательных результата — достаточно механически прочный камень, предотвращающий разрушение породы и его удовлетворительную проницаемость, обеспечивающую поступление пластового флюида в скважину.
В значительной степени повысить эффективность работ можно, используя в качестве крепящего материала цементно-соляно-керамзитовую смесь (ЦСКС).Такая смесь устойчива при нормальных условиях до 1,5-^2 ч, но в скважине под повышенным давлением часть воды отфильтровывается в керамзит и эмульсия теряет стабильность.
Стабильность эмульсии характеризуется временем, в течение которого из смеси выделяется 20% дизтоплива. Особенностью ЦСКС является высокая концентрация твердого наполнителя и возможность образования хорошо проницаемого камня значительного в условиях призабойной зоны объема.
Поэтому наиболее подходящими объектами для укрепления являются:
—проработавшие длительное время скважины, призабойная зона которых сильно дренирована и имеет место ее разрушение с выносом породы на поверхность или образованием песчаноглинистых пробок в эксплуатационном забое;
— частично обводняющиеся скважины, в которых наблюдается разрушение призабойной зоны;
— скважины, в которых из-за разрушения пласта произошло нарушение эксплуатационной колонны в зоне фильтра.
5.3 КРЕПЛЕНИЕ ПРИЗАБОИНОИ ЗОНЫ СМОЛОПЕСЧАНЫМИ СМЕСЯМИ
Для повышения эффективности крепления и увеличения продолжительности эффекта по скважинам с ростом в продукции содержания воды разработана технология (применительно к условиям IV горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения, Краснодарский край) приготовления смолопесчаной смеси заданной проницаемости и закачки ее в призабойную зону. Данный технологический процесс предусматривает образование в призабоинои зоне и в самом стволе смолопесчаного проницаемого фильтра по всей вскрытой толщине в виде блокирующей кольцевой зоны вокруг ствола скважины в интервале перфорации.
Смолопесчаный фильтр может быть также создан в виде искусственной пробки на забое или же комбинации зоны и пробки. После затвердевания смолопесчаной смеси в призабойнои зоне образуется матрица с высокой проницаемостью достаточной прочности. Для надежного крепления вполне достаточно проникновение смолопесчаной смеси в пласт на глубину до 10 см. Эта защитная зона способна предотвратить поступление песка в скважину, увеличить отбор нефти и осуществить эксплуатацию скважин бескомпрессорным регулируемым способом, рационально используя энергетические ресурсы залежи.
С увеличением в смоле количества гранулированного песка (фракции 0,4—0,8 мм) проницаемость возрастает и достигает 400 мкм2 при содержании песка 200 г/л, а прочность на сжатие уменьшается (при комнатных условиях). При испытании смолопесчаных образцов на сжатие установлена их высокая прочность при сравнительно коротких сроках твердения (16—21 ч). Смолопесчаная смесь имеет высокую степень адгезии с металлом, что подтверждается прочностью отвердевшей смолопесчаной смеси в трубах. Высокая прочность на сжатие позволяет создавать в скважинах депрессии на пласт значительно выше, чем до обработки и получать такие же дебиты, но при отсутствии выноса песка.
Данная технология установки смолопесчаного фильтра включает следующие операции:
1. скважину при наличии песчаной пробки промывают;
2. для закачки приготовленной смолопесчаной смеси башмак насоснокомпрессорных труб (НКТ) устанавливают у верхних отверстий фильтра (при отсутствии песчаной пробки подъем труб не производят),
определяют приемистость пласта путем закачки нефти при максимальной скорости агрегата;
3. закачивают в НКТ 0,5 м3 технической HCI и в качестве буфера — 0,2 м3 нефти;
4. в агрегате ЦА-320 производят перемешивание смолы ВР с подкисленной водой в пропорции 1:1 (4—5-процентной концентрации HCI на 1 м3 смолы);
5. выводят на режим работы пескосмесительный агрегат на воде с последующей закачкой приготовленного раствора смолы;
6. полученную равномерно размешанную смолопесчаную смесь направляют в АН-700 и в насосно-компрессорные трубы;
7. затем закачивают буферную нефть и HCI в количестве 0,2 и 0,5 м3 соответственно;
8. смолопесчаную смесь нефтью продавливают на забой (объем нефти по расчету) и в затрубное пространство (0,2 м3);
9. по окончании операции скважину закрывают на 12 — 72 ч.
Весь процесс установки смолопесчаного фильтра осуществляется в течение 30 мин.
5.4 КРЕПЛЕНИЕ КАВЕРНОЗНОЙ ПРИЗАБОИНОИ ЗОНЫ ПЛАСТА ВСПЕНЕННЫМИ СМОЛАМИ
Многолетний опыт применения синтетических смол для крепления призабоинои зоны скважин IV горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения показывает, что устранить вынос песка не всегда удается. Изыскиваются новые способы крепления.
В целях более полного заполнения каверны за эксплуатационной колонной применяется технология крепления призабойной зоны вспененными смолами. Вспененная смола обладает проницаемостью 300—500 мкм2 и скрепляет пластовый песок в проницаемый массив с прочностью на сжатие 1,5 — 3,0 МПа. Значительная механическая прочность обработанных вспененной смолой песков свидетельствует о наличии прочных связей между отдельными зернами. Силы сцепления между зернами песка достигают величины 0,8 — 1,7 МПа. Высокая механическая прочность на сжатие согласуется с высокой устойчивостью обработанных вспененной смолой песков размыву потоком фильтрующейся жидкости.
Способ крепления призабойной зоны вспененной смолой заключается в том, что закачиваемую в призабойную зону фенолформальдегидную смолу приводят во вспененно-прони-цаемое отвердевшее состояние. Для этого смолу смешивают с вспенивателем-отвердителем, и в процессе реакции на забое образуется проницаемый пенопласт, увеличивающийся в объеме в 5—6 раз по сравнению с исходным, заполняющим полностью каверну и всю фильтровую часть скважины. Таким образом устраняются все условия для дальнейшего нарушения призабойной зоны. Вспененная смола выходит за пределы фильтра, предупреждая в дальнейшем обрушение кровли эксплуатационного объекта.
Способ обработки призабойной зоны скважин вспененной смолой может быть применен в скважинах с забойными температурами от 20 до 110°С. На скважине этот способ осуществляется следующим образом.
При подготовке скважины к креплению ее очищают от песчаной пробки.
Обработка призабойной зоны скважины вспененной смолой позволяет производить крепление рыхлых несцементированных песков в скважине по всей толще продуктивного интервала с полным заполнением каверн, как в пределах фильтра, так и выше его, устраняется возможность проникновения смолы только в высокопроницаемые пропластки, снижается расход смолы в 3—4 раза за счет увеличения объема при вспенивании, снижается время на освоение скважины и вывод ее на технологический режим.
5.5 КРЕПЛЕНИЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ РЕЗОЛФОРМАЛЬДЕГИДНОЙ СМОЛОЙ СФЖ-3012
В целях совершенствования технологии крепления призабойной зоны и применения более эффективных крепителей на основе синтетических смол была разработана технология крепления с помощью резолформальдегидной смолы СФЖ-3012 (б. BP-I).
Эта смола представляет собой однородную жидкость красновато-коричневого цвета, хорошо растворимую в воде и нерастворимую в нефтепродуктах и кислотах, плотность ее 1,15 — 1,16 г/см3 при 20°С, содержание сухого остатка не более 40%. Смолу можно применять при температуре пластов от 20 до 150°С.
Для обработки скважин применяют раствор, содержащий 50% смолы СФЖ-3012, 35% воды и 15% соляной кислоты 10-процентной концентрации.
Указанные компоненты смешивают непосредственно перед закачкой или в процессе закачки их в скважину.
Отвердевшая смола СФЖ-3012 представляет собой полимер, нерастворимый в воде, нефтепродуктах и кислотах. Прочность полимера в течение 3 сут. увеличивается от 35 до 50 МПа, а затем остается постоянной. В призабойной зоне смола скрепляет несцементированную породу (песок) в прочную проницаемую массу, образуя фильтр.
Установлено, что на 1 м обрабатываемого интервала пласта требуется минимум 0,25 м3 смолы. В сильно дренированных скважинах, осложненных кавернами, расход смолы возрастает до 1 м3 и более
В некоторых случаях расход смолы на одну обработку может быть ограничен приемистостью скважины и регулированием времени начала отвердения смолы.
5.6 КРЕПЛЕНИЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СПОСОБОМ КОКСОВАНИЯ НЕФТИ
При разработке нефтяных месторождений термическими методами одним из перспективных способов борьбы с выносом песка является крепление призабойной зоныспособом коксования нефти. Сущность способа крепления коксованием состоит в получении кокса в пласте в качестве вяжущего материала за счет продолжительного окисления нефти в призабойной зоне горячим воздухом.
Известно, что термическое разложение нефти завершается образованием твердого углеродистого остатка — кокса. С повышением давления (свыше 1,0 МПа) скорость деструкции нефти снижается, выход газообразных продуктов распада уменьшается, а количество твердых продуктов реакции увеличивается. При нагнетании горячего воздуха в условиях термического разложения нефти при температуре 260—450°С кислород взаимодействует с компонентами нефти, образуя пары воды, двуокись углерода и низкомолекулярные продукты окисления (эфиры, кислоты, альдегиды). При этом структура и свойства остатка нефти значительно изменяются из-за возрастания количества асфальтенов, которые являются коксообразующим материалом нефти.
Опытные обработки скважин в целях крепления их приза-бойных зон коксованием проводили на месторождении Павлова Гора (Краснодарский край). Нефть этого месторождения содержит селикагелевых смол 15—20%, коксуемость 4,5—5,3%.
В ходе этих работ установлено, что на эффективность крепления призабойной зоны коксованием нефти влияют следующие факторы: темпы закачки и повышения температуры нагретого воздуха, максимальная температура, продолжительность обработки, расход энергии (А.Р.Гарушев).
Для скважин подобных месторождений рекомендуется темп нагнетания воздуха выдерживать в пределах 900—1000 м3/сут. на 1 м толщины пласта. Температура нагнетаемого воздуха в течение первых суток повышается до 300°С, темп повышения температуры 10—15°С в час. Температура 300°С поддерживается постоянной почти весь период обработки и только в конце процесса поднимается до 350—400°С. Продолжительность процесса определяется либо по среднему расходу тепловой энергии на 1 м толщины пласта, либо по обнаруживанию момента возникновения очага горения. Среднее значение относительного расхода тепловой энергии по промысловым данным составляет примерно 580—1160 кВт/ч/м.
В целом же способ крепления путем коксования нефти является перспективным и должен найти применение в определенных геологопромысловых условиях.[1]
Заключение
Список использованных источников
1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта скважин 2002 г.
2. КарапетовК.А.,Дурмишьян А.Г. Борьба с песком в нефтяных скважинах. - М. :Гостоптехиздат, 1958. - 145 с. |
Скачать 46.27 Kb.