Опыт борьбы с пескопроявлением с использованием фильтров (5). Авторы И. И. Керим, А. В. Исаев, Н. Г. Низамов компания Binagadi Oil Company
 Скачать 418.99 Kb.
|
  Опыт борьбы с мехпримесями в «Binagadi Oil Company»при использовании забойных фильтров с отсыпкой проппанта. Авторы: И.И.Керим, А.В.Исаев, Н.Г.Низамов компания «Binagadi Oil Company» В этой статье рассмотрены методы борьбы с главным осложняющим фактором (пескопроявлением)в работе глубинно - насосного оборудования, используемого в нефтегазовой промышленности. Показан результат гранулометрического анализа выносимого песка из скважин компании. Также приведены методы борьбы с пескопроявлением и применением забойных скважинных фильтров, пересчитаны варианты компоновки их спуска, с креплением призабойного пространства проппантом. Представлены результаты проведенных исследований. Пересчитаны все методики подбора сетчатых забойных фильтров, используемых в компании. Подведены итоги опытного внедрения забойных фильтров и пересчитана производственно- технологическая эффективность применения забойных фильтров. КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА : мехпримеси, пескопроявление, скважинные забойные фильтра, проппант ОСЛОЖНЯЮЩИЕ ФАКТОРЫ РАБОТЫ ГЛУБИННЫХ НАСОСОВ: Добыча нефти из слабоцементированных пластов практически всегда сопровождается выносом песка. Интенсивность пескопроявления в скважинах уменьшает конечную нефтеотдачу и ведёт к большим непроизводительным затратам на добычу, транспорт и подготовку продукции, мероприятий по ремонту оборудования. Устойчивость призабойной зоны скважин тесно связана с геолого-петрографической характеристикой разрабатываемых пластов и технологическим режимом эксплуатации добывающих скважин. Независимо от причин поступления песка к забоям скважин, пескопроявление скважин всегда приводит к прогрессирующему снижению притока нефти и значительному уменьшению уровня добычи. На месторождениях Азербайджанской Республики в условиях резкой неоднородности продуктивных горизонтов пескопроявление нефтяных скважин является естественным, и значительные запасы нефти отбираются в период увеличения интенсивности поступления песка. В связи с этим возникает острая необходимость в разработке мероприятий, учитывающих особенности конкретных объектов. Правильный выбор метода закрепления призабойной зоны, тщательное соблюдение элементов технологического процесса являются необходимым условием и гарантией обеспечения технико-экономической эффективности работ. Бинагадинское нефтяное месторождение, расположенное в Северной и Северо-западной частях города Баку и состоящее из 8 производственных ярусов, разрабатывается с 1896 года. Оно является одним из самых старых месторождений в мире. Разрез представлен слабо цементированными песками. А пластовая нефть имеет вязкость 20-30 cПз. Эксплуатационные колонны старые. За ними часто отсутствует цемент. Пластовые воды агрессивные и часто разъедают эксплуатационные колонны и насосно-компрессорные трубы. В результате этого скважины работают с высоким содержанием механических примесей (более 20 000 мгр/литр). Высокое содержание механических примесей является основным осложняющим фактором при механизированной добычи нефти в нашей компании. При эксплуатации скважин “Binagadi Oil Company”на пластах, состоящих из слабоцементированных пород, для устранения вышеизложенных недостатков, то есть для регулирования пескопроявления, используются в основном четыре нижеизложенных мероприятий:
Проведенные исследовательские работы показывают, что несмотря на положительные результаты 1-го, 2-го и 4-го методов, непрерывный вынос на поверхность добываемого из пласта песка в конечном итоге приводит к разрушению скелета продуктивного пласта , проникновению в скважину верхних и нижних агрессивных вод, отвод или слом эксплуатационной колонны. Поэтому для предотвращения интенсивного выноса песка и пересыпания интервала перфорации , широко используется метод применения фильтров с гравийными набивками, который является самым прогрессивным методом в скважинах с песчаным проявлением компании “Binagadi Oil Company”. В статье исследуются результаты по применению забойных гравийных фильтров с отсыпкой проппанта различными методами на скважинах “Binagadi Oil Company”. ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ СОСТАВ ВЫНОСИМОГО ПЕСКА: Так как одним из основных элементов фильтра является гравийная набивка, параметры забивания от гранулометрического состава пластовых песков исследованы по пластам группы ПК и КС совместно с лабораторией ООО «Azecolab-Company». Было проведено минералогические и гранулометрические исследования( взято 130 проб). Итоговые цифры выявили, что 90% мехпримесей приходятся на кварц. По шкале Мооса микротвёрдость кварца составляет 7-8 баллов. Рис. 1. Гистограмма, изображающая гранулометрический состав горных пород анализа из скважин «Binagadi Oil Company» Гранулометрические исследования показали (Рис. 1.), что размеры основной части мехпримесей составляют от 0,05 до 0,3 мм (84%). Еще 8% мехпримесей достигают в размерах 0,001-0,01 мм и в 8% случаев размеры частиц достигают от 0,5 до 2,5 мм. Поскольку заводы-производители фильтров сегодня в основном используют фильтр-элементы с ячейками 0,2 мм. Значит этой продукцией мы не сможем задерживать более 70% мехпримесей. Мехпримеси (пластовый песок), скапливаясь внутри рабочих органов насосов, вызывают их заклинивание, а также чрезмерную вибрацию и повышенный износ металла. Поэтому целесообразно предотвратить пересыпания призабойной зоны песком именно в пластовых условиях. Этот процесс будет препятствовать разрушению коллекторских свойств продуктивного пласта. МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЕМ: Борьба с пескопроявлением в нашей компании успешно применяется по всем направлениям. С целью снижения отказов узлов УШГН , УШВН и УЭЦН по причине выноса механических примесей, а также для предотвращения забивания песком интервала перфорации, с марта 2009 года были проведены опытные работы по внедрению забойных фильтров. В этой связи за прошедшие года компания провела испытания целого ряда различных типов фильтров, газопесочных якорей и новых технологий для борьбы с механическими примесями. Были испытаны фильтра разных производителей и разных размеров. Компоновка фильтров имела различные конструктивные особенности. ВАРИАНТЫ КОМПОНОВКИ СПУСКА ЗАБОЙНЫХ ФИЛЬТРОВ - ФС:
КРЕПЛЕНИЕ ПЗП ПРОППАНТОМ: Суть этой технологии заключается в снижении интенсивности выноса мехпримесей за счет их сдерживания спекшейся проппантной упаковкой в призабойной зоне. Образование упаковки идет с использованием проппанта с помощью активации его спекания и предназначено в первую очередь для ограничения выноса песка. Данная технология ориентирована на скважины с малым МРП, эксплуатирующие слабосцементированные, пескоотдающие пласты. Смысл в том, чтобы создать в ПЗП хорошо проницаемый для добываемых флюидов экран, препятствующий выносу несцементированного песка. С этой целью в призабойную зону скважины производится закачка проппанта в нижеуказанных вариантах. Фракция закачиваемого проппанта подбирается исходя из данных гранулометрического анализа попутно выносимого песка. Вариант-1
Применение варианта 1 на скважине № 282775 С начала 2009г. из-за интенсивного пескопроявления возникли проблемы в стабильной работе скважины. По причине уменьшения МРП скважины, сократилась добыча нефти. 16 мая 2009г. был спущен фильтр 2.5" ФС–200 мкм отсыпанный проппантом 12х20 в объеме 720 литров, с предварительной прокачкой проппанта в ПЗП. 17 мая 2009г скважину передали в эксплуатацию. На Рис.2.а. прилагаются производственные показатели скважины 282775 до и после спуска фильтров. После спуска фильтров среднесуточная добыча нефти возросла на 2,7 тонны . Межремонтный период увеличился в 2 раза. Многократные опыты (на 36-ти скважинах) показали что этот метод является самым эффективным. В данный момент работы по этому направлению продолжаются. Рис. 2. Гистограмма, производственных показателей скважин «Binagadi Oil Company» работающих фильтрами. а - вариант 1; b - вариант 2; c - вариант 3;  Вариант-2
Применение варианта 2 на скважине № 242784 С начала 2009г. из-за интенсивного пескопроявления возникли проблемы в стабильной работе скважины. По причине уменьшения МРП скважины, сократилась добыча нефти. 24 сентября 2009г. был спущен фильтр 4" ФС–150 мкм отсыпанный проппантом 12х20 в объеме 1700 литров, по затрубе . 25 сентября 2009г скважину передали в эксплуатацию. На Рис.2.b. прилагаются производственные показатели скважины 242784 до и после спуска фильтров. После спуска фильтров среднесуточная добыча нефти возросла на 3,5 тонны . Межремонтный период увеличился в 1,9 раза. Несмотря на положительные результаты , после применения этого метода ( на 11-ти скважинах) исследования показали что при долговременной эксплуатации происходит закупоривание фильтрующего элемента глинистой фракцией и это приводит к резкому снижение продуктивности скважины. Окончание работ. Скважина передается в эксплуатацию
Применение варианта 3 на скважине № 242818 В конце 2011г. из-за пескопроявления возникли проблемы в стабильной работе скважины. По причине уменьшения МРП скважины, сократилась добыча нефти. 06 января 2012г. был спущен фильтр BAKERWELD 140 5.500''–304 мкм отсыпанный проппантом 12х20 в объеме 3180 литров, с предварительной прокачкой проппанта в ПЗП. 08 января 2012г скважину передали в эксплуатацию. На Рис.2.c прилагаются производственные показатели скважины 242818 до и после спуска фильтров. После спуска фильтров среднесуточная добыча нефти увеличился на 1,7 тонны . Межремонтный период увеличился на 9 суток. Вместе с компанией “Baker Hughes” были оборудованы 6 скважин “Binagadi oil Company” фильтрами американского производство (BAKERWELD 140 5.500''–304 мкм) вариантом 3. Несмотря на увеличения добычи нефти и МРП на короткое время после 3 месяцев эксплуатации скважины производственные показатели (добыча нефти, МРП,ННО) постепенно начали уменьшаться. Было решено извлечь фильтра с помощью бригад КПРС. Однако, несмотря на продолжительную работу бригады на данной скважине, фильтра извлечь не удалось. Поэтому спуск фильтров по 3-ему варианту был приостановлен. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОВЕДЕННЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ: Фракция закачиваемого проппанта подбирается исходя из данных гранулометрического анализа попутно выносимого песка из скважин. Многочисленные опыты показали, что применение фильтров с зазором 200 мкм оптимально удерживают образовавшуюся матрицу проппанта, которая в свою очередь препятствует проникновению механических примесей, осложняющих работу скважинного оборудования. Применение фильтров с зазором 150 мкм приводит к закупориванию фильтрующего элемента глинистой фракцией и тем самым происходит резкое снижение продуктивности скважины вплоть до полного прекращения притока пластового флюида. Увеличение зазора в фильтроэлементе приводит к проникновению более крупных механических примесей и, как следствие, заклиниванию скважинного оборудования. Исследования показали, что при движении жидкости из пласта в скважину, над щелью фильтра образуется так называемый мост, состоящий из песчинок, которые при входе в щель сталкиваются, так как размеры их препятствуют одновременному прохождению в щель. Такой мост пропускает мелкие песчинки и задерживает более крупные. Устойчивый мост образуется когда ширина щели равна несколько меньшему размеру двойного диаметра песчинок. В нашем случае диаметр зерен проппанта равен 110 мкм, поэтому, исходя из вышесказанного, подходящий фильтр для гравийной набивки должен иметь зазор в 200 мкм. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМИНЕНИЯ ЗАБОЙНЫХ ФИЛЬТРОВ ПО ГОДАМ: Забойными фильтрами было оборудовано 67 скважин. В данный момент работают 32 скважины.
Рис.3. Дополнительная добыча нефти после применения фильтров в период с марта 2009г. до декабря 2014 года (Рис.3. ) составила 17289,4-тонн. ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ:
Проведенные работы позволили снизить вынос мелкодисперсного песка, о чем свидетельствует снижение КВЧ на взятых анализах из скважин. Данная технология ориентирована на скважины с малым МРП ,эксплуатирующие слабоцементированные, пескоотдающие пласты. При забойном пространстве быль создан хорошо проницаемый для добываемых флюидов экран, препятствующий выносу несцементированного мелкодисперсного песка ,что позволило увеличить в несколько раз межремонтный период (МРП) скважин и наработку на отказ (ННО)подземного оборудования. В настоящее время работы в данном направлении продолжаются. "Binagadi Oil Company" şirkətində, quyu dibi filtrlərin proppant töküb istifadə etməklə mexaniki qatışıqlarla mübarizə təcrübəsi İ. İ.Kerim, Ə. V.İsaev, N.H.Nizamov "Binagadi Oil Company" şirkəti Bu məqalədə neftqaz sənayesində istifadə edilən dərinlik nasos avadanlığının işində əsas ağırlaşdıran amili (qum təzahürü) ilə mübarizə metodlarına baxılmışdır. Şirkətin quyularından çıxarılan qumun qranulometrik analizinin nəticələri göstərilmişdir. Həmçinin qum təzahürü və quyu dibi filtrlərin tətbiqi ilə mübarizə metodları göstərilib, onların, quyu dibi boşluğunun proppantla bərkitməklə endirilməsinin tərtibatı variantları sadalanıb. Aparılmış tədqiqatların nəticələri təqdim edilmişdir. Şirkətdə istifadə edilən torşəkilli quyu dibi filtrlərin seçiminin bütün metodikaları sadalanmışdır. Quyu dibi filtrlərin təcrübəli tətbiq edilməsinin nəticələri verilmiş və quyu dibi filtrlərin istehsal texnologiyaı səmərəliliyi göstərilmişdir. Açar sözlər: mexaniki qatışıqlar, qum təzahürü, quyu dibi filtrlər, proppant, təmirlərarası müddət Experience of struggle with solids in the «Binagadi-Oil-Company» using downhole filters dumping proppant. I.I.Kerim, A. V.Isayev, N.Q.Nizamov Company «Binagadi-Oil-Company» This article describes the method of struggle with a major complicating factor (sand control) in the work of downhole pumping equipment used in the oil and gas industry. It shows the results of grade analysis of a sand carried out from the wells of the company. It also includes the methods of struggle with sand control and with application of downhole screens, the versions of the arrangement of their descent with binding the downhole region by proppant are enumerated. The results of the research are presented. All the methods of selection of screen downhole filters used in the company are enumerated. The results of the pilot implementation of downhole filters and the production technology efficiency of downhole filter’s application are presented. KEYWORDS: solids, sand control, downhole filters, proppant, overhaul period а b c | ||||||||||||||||