ваав. Физические и физикохимические свойства пластовых флюидов нефти
 Скачать 0.88 Mb.
|
|
2.2 Технологические методы борьбы с механическими примесями Технологические решения основаны на исследовании механических пластовых свойств породы в начальных критериях и их отклонений при изменении равновесного положения термогидродинамической системы. К данным способам относятся регулирование образовываемой депрессии на пласт исходя из напряжённого состояния пластов, внедрение потокоотклоняющих решений, снижение водопритоков, способ холодного извлечения высоковязкой нефти и ряд удачно апробированных в РФ и на месторождениях иностранных государств. Выносу мехпримесей из пласта способствует нестабильность в режимах эксплуатации скважин и работе насосного оборудования. Нестационарность параметров в большей мере характерна для скважин, находящихся в зоне с пониженным пластовым давлением. Поэтому для снижения пескопроявления важным является совершенствование системы ППД с целью восстановления пластового давления до значений близких к первоначальному. Любые, даже кратковременные остановки, например, при отключении электроэнергии, после запуска насоса приводят к кратковременному пиковому увеличению содержания мехпримесей в скважинной продукции. Для обеспечения плавного запуска и вывода на режим целесообразно применять вариатор числа оборотов электродвигателя. К технологическим методам борьбы с негативным влиянием мехпримесей относятся улучшение качества технологических растворов глушения, промывочных жидкостей, а также применение технологий по закреплению пропанта. Простым, но эффективным методом борьбы с мехпримесями является выбор оптимальных рабочих депрессий, исключающий разрушение ПЗП. При выборе критериев депрессии нужно обозначить пороговые перегрузки, при которых порода пласта начнет осыпаться. Верно выбранная методика позволит удерживать депрессию ниже критического уровня, при котором порода будет разрушаться [6]. Это минимизирует риск образования ТВЧ в добываемой продукции скважин. Почти во всех нефтяных регионах в целях роста суточной производительности скважин наращивают депрессию на пласт свыше критического предела, вследствие этого частички разрушенной породы выносятся совместно с жидкостью из скважин на устье [7]. К тому же в скважинах, стимулированных разными способами повышения нефтеотдачи пластов, совместно с нефтью выносятся частички не укрепившегося проппанта и занесенные совместно с растворами закачки твердые взвешенные частицы вследствие плохой очистки рабочего флюида [8]. 2.2.1 Крепление горных пород Технологическим способом сдерживания пескопроявлений является закачка в пласт разных составов на базе минеральных вяжущих средств, фенольных смол, полимеров, только прошедших лабораторные и промысловые тесты. Их эффективность определяется достаточной устойчивостью пород без значительного ухудшения их коллекторских свойств. Для предотвращения выноса совместно с добывающей продукцией частичек незакрепленного проппанта есть очень много эффективных разработок для его закрепления, к примеру использование проппанта серии Fores RCP. Представленная разработка [9] нацелена на скважины с небольшим межремонтным периодом, с большим количеством выносимого песка в слабосцементированные пласты. Суть представленной разработки состоит в образовании в призабойной зоне отлично проницаемого для добываемой продукции экрана, блокирующего вынос слабосцементированных твердых частиц [9]. данной целью в призабойную зону скважины выполняется прокачка RCP- проппанта. Размерность прокачиваемого проппанта выбирается благодаря данным изучения гранулометрического состава выносимых твердых частиц. Для предотвращения выноса механических примесей при разработке пластов с мелкозернистым песчаником с нестойким в воде глинистым (хлоритовым и гидрослюдистым) цементом используется технология закрепления пород реагентом Secure SC 2020 c сохранением фильтрационно-емкостных свойств пласта. 2.2.2 Потокоотклоняющие технологии и ограничение водопритоков Разнородность проницаемости пласта является характерным показателем неравномерности вытеснения нефти жидкостью и преждевременного заполнения пропластков с высокой проницаемостью водой при не до конца выработанных пластах, а на заключительном этапе разработки месторождений – появление больших по площади промытых частей в коллекторе. Использование отклоняющих технологий на практике приводит к улучшению профиля приемистости в нагнетательных скважинах, перераспределению потоков в неоднородных сообразно проницаемости пропластках с высокой обводненностью пластов и предотвращению просачивания жидкости из-за увеличения фильтрационного сопротивления обводившихся частей пласта. В этих целях целесообразно применение широкого спектра компонентов, образующих осадки, систем на основе пены и полимеров, гидрофобизирующих реагентов, прорезиненных частиц. Использование дисперсной системы на основе волокон для улучшения коллекторских свойств заключается в применении древесной муки и глиняного порошка. Дисперсные системы на основе полимеров. Принцип работы заключается в увеличении фильтрационного сопротивления обводнившихся площадей пласта сформировывающимися полиминеральными комплексами [10]. Обратные эмульсии. Методика основана на закачке в нагнетательные скважины стойкого эмульсионного состава с применением эмульгатора [10]. Органические соединения на основе кремния. Чтобы заблокировать промежутки пласта с высокой проницаемостью, используют селективные материи на базе соединений с содержанием кремния [10]. Жидкое стекло (Na2SiO3). Прокачкой данного агента в пласт осуществляется выпадение осадка, который не растворяется, что значительно снижает проницаемость пласта [10]. 2.2.3 Борьба с выносом проппанта Проппант цилиндрической формы Существенной проблемой является вынос проппанта из трещины после проведения ГРП. В настояшее время разработано несколько решений для предотвращения выноса проппанта, и одним из наиболее распространенных является применение проппанта с полимерным покрытием (RCP). Обычно полимерное покрытие активируется температурой, но для пластов с низкой пластовой температурой применение такого проппанта может быть неэффективно. Для решения вышеописанных проблем было предложено использование цилиндрического проппанта [19]. По сравнению со сферическим проппантом, он обеспечивает значительно большую проницаемость и контроль выноса проппанта, что связано с особенностями неравномерной упаковки цилиндрического проппанта. В результате значительно улучшается очистка проппантной пачки от геля. Также, цилиндрическая форма проппанта способствует предотвращению выноса проппанта. Значительным преимуществом, по сравнению с проппантом с полимерным покрытием, является отсутствие ограничений по забойной температуре, а также отсутствие необходимости в специальных активирующих хим. реагентах и каких-либо специальных требований к отработке скважины. В ходе пилотной компании в России было закачано 10 успешных ГРП с использованием цилиндрического проппанта на Вахитовском, Лебяжинском, Восточно-Капитоновском и Сорочинско-Никольском месторождениях. Анализ добычи скважин подтверждает преимущество цилиндрического проппанта над сферическим: коэффициент продуктивности выше на 26-67%. Ни одного случая с выносом проппанта при применении цилиндрического проппанта зафиксировано не было. Принудительное смыкание трещин Принудительное смыкание трещин [20] представляет собой технику, используемую для быстрого смыкания трещин, с захватом однородно распределенного проппанта. Данная технология потенциально может предотвратить обратный приток проппанта из трещины в скважину, поскольку напряжения, действующие на стенки смыкаемой трещины, способствуют удержанию проппанта на месте. Однако напряжение, вызывающее смыкание трещины, не всегда действует подобным образом. Результаты испытаний показали, что это напряжение может также быть причиной обратного притока проппанта из трещины в скважину. Напряжение, вызывающее смыкание трещины, обычно способствует удержанию проппанта на месте. Но, к сожалению, имеется множество случаев, когда оно не оказывало эффективного воздействия, приводя к обратному притоку проппанта из трещины в скважину. Проппанты со смоляным покрытием Применение проппантов со смоляным покрытием (ПСП) было самой первой попыткой решить проблему их обратного притока из трещины в скважину [21,22]. Каждое зерно проппанта покрыто смолой, эти покрытия взаимодействуют друг с другом, связывая зерна. В результате такого взаимодействия образуется проницаемая затвердевшая масса проппанта. Однако зерна зачастую слабо связаны друг с другом, что приводит к обратному притоку проппанта из трещины в скважину. Волокно и термопластик Добавление в проппант различных веществ может способствовать контролю или замедлению его обратного притока из трещины в скважину. Твердые добавки, такие как рубленое волокно [23,24] или полосы термопластика [25,26] образуют сеть зерен, связанных друг с другом посредством волокна или полос пластика, что увеличивает трение между отдельными зернами, а также между зернами и добавкой. Эти силы трения увеличивают критическую скорость потока флюидов до разрушения уплотнения. Хотя использование этих материалов снижает вероятность обратного притока проппанта из трещины в скважину, это не решает полностью проблему и обычно сопровождается значительным снижением проводимости трещин. Вещества-модификаторы поверхности Вещества-модификаторы поверхности (ВМП) представляют нерастворимые в воде и масле смоляные материалы, обеспечивающие сцепление между зернами проппанта и не твердеющие в пластовых условиях. Когда эти жидкие добавки применяются при обработке трещин, они делают зерна проппанта очень липкими. Эти материалы помогают усилить проводимость трещины создавая проппантную набивку, с пористостью и проницаемостью до 30% [27,28]. Проведенные изучения обратного притока проппанта с ВМП-покрытием показали, что подобное покрытие делает проппант более стойким к эксплуатации пласта; однако значительные дебиты флюидов могут инициировать обратный приток проппанта из трещины в скважину. Все упомянутые добавки в основном используются при первичном или вторичном гидроразрыве. Однако они не могут применяться в уже работающих скважинах для решения проблемы обратного притока проппанта из трещины в скважину. 2.3 Технические методы борьбы с механическими примесями Механическими способами борьбы с проявлением песка являются: внедрение фильтров, устанавливаемых на забое скважины, особых хвостовиков, песочных якорей, циклонов, различных сетчатых и проволочных фильтров, установок для сепарации, расположенных на приёме ШСНУ. Механические методы являются наиболее распространенными и эффективными Для раннего выявления начала засорения рабочих узлов установок ЭЦН внедряются системы погружной термоманометрии и датчики содержания механических примесей. Принцип действия датчика ClamPon, который фиксирует количество выносимых механических примесей по каждой отдельной скважине, основан на регист- рацроивинуя энергии от воздействия частиц при ударе о стенку трубопровода [15]. При выборе фильтров для предотвращения и ограничения поступления механических примесей в УЭЦН для условий месторождений, где превалируют частицы размером менее 0,2 мм, имеют преимущества центробежные и гидроциклонные фильтры [16]. Наилучшие результаты как в борьбе с механическими примесями, так и со всеми другими осложнениями дают комплексные меры. 2.3.1 Фильтры, устанавливаемые в зоне перфорации Фильтровая установка располагается в зоне перфорации скважины либо в зоне забоя и пакеруется на стенках ЭК [11]. Установка фильтра способствует снижению либо абсолютному прекращению выноса частиц из пласта, снижает износ устьевого оснащения скважины от действия флюидов. Основным элементом конструкции является перфорированная обсадная труба. а стандартную трубу прикреплены 2 слоя штампованных щелевых рубашек, носящие защитный характер. Весь объём между рубашками заполнен гравием. Понижение коэффициента продуктивности в момент засорения фильтрующего элемента отрицательно характеризует описанную выше конструкцию фильтров. Есть несколько различных конструкций забоев скважин, направленных на снижение содержания твердых взвешенных частиц в извлекаемой продукции (рисунок 2).  1,2 – забойный и гравийный фильтры; 3 – центратор; 4 – расширенная часть ствола скважины; 5 – проницаемый тампонажный состав; 6 – открытая поверхность искусственного фильтра Рисунок 2 - Строение забоев скважин, ликвидирующих вынос твердых взвешенных частиц В каждом случае тип забоя скважины зависит от прочностных характеристик пород, технологических и геологических критериев. практикующихся методах борьбы с механическими примесями наметились 3 главных направленности в технологии оснащения забоев скважин фильтрами [12]: Обсаженные эксплуатационные скважины оборудуются вставными фильтрующими элементами пакеруются на забое и устанавливаются над верхними отверстиями зоны перфорации. Разновидностью является установка фильтра на приеме насоса. Установка гравийных фильтрующих элементов во время завершения бурения. Расширенная часть открытого продуктивного пласта намывается крупнозернистым сортированным кварцевым песком. Предупреждение проявления механических примесей в паронагнетательных скважинах, у фильтрующих элементов которых есть различия, обусловленные характеристиками работы данных скважин. Во всех случаях главное звено – это фильтр-каркас. Фильтрующие элементы обязаны соответствовать следующим критериям: - обладать довольно высокой механической прочностью и стойкостью от коррозионного воздействия; - иметь надежную гидродинамическую связь с продуктивным пластом и стойкость пород от осыпания в призабойной зоне пласта; - обеспечивать вероятность проведения механической либо химической очистки фильтрующего элемента без подъема оборудования. Для решения поставленных задач по борьбе с механическими примесями основным выбором являются каркасные фильтры с горизонтальными щелями, у них не в такой мере проявляются явления интерференции отверстий и гидравлических сопротивлений [12]. Главными параметрами фильтровой компоновки, определяющими фракционный состав ТВЧ при иных одинаковых критериях, являются величина и строение отверстий фильтра и геометрия фильтра. Также способом борьбы с наличием твердых взвешенных частиц является внедрение гравийных фильтровых компоновок, устанавливаемых после окончания бурения скважины [12]. Суть метода изготовления гравийной фильтровой компоновки содержится в следующем. Добывающая скважина бурится, затем цементируется до кровли продуктивного пласта и долотом наименьшего размера пробуривается продуктивный интервал пласта. Следующим этапом идёт расширение ствола в промежутке пласта, спуск фильтровой компоновки с учетом вероятного перекрытия этого промежутка и прокачка гравийного наполнителя (отсортированного кварца с крупными зернами) в промежуток между пластом и фильтровой компоновкой. Здесь принципиально важно верно выбрать размер частиц гравия как наполнителя. За границей применяются разные методы намыва гравия, изобретены составы, которые не понижают продуктивность, производится серийное оснащение для увеличения необходимых промежутков пластов и регенерации фильтровых компоновок без подъема оборудования, позволяющее менять гравийный наполнитель при такой необходимости. 2.3.2 Фильтры, устанавливаемые на входе в насос Большая часть фильтровых компоновок, которые устанавливаются на приеме насоса, идентичны сообразно собственному устройству. Основа фильтра состоит из перфорированной трубы, обмотанной сетчатой проволокой. Форму и габариты щелевых отверстий выбирают исходя из гранулометрического состава механических примесей, находящихся в продукции, их сосредоточении, липучести к стенкам фильтра, вязкости продукции. Как образец можно рассмотреть щелевую фильтровую компоновку ЖНШ, разработанную с целью сдерживание твердых взвешенных частиц, находящихся в жидкости. Самоочищающийся за счет вибрации УЭЦН щелевой фильтр, работающий в составе УЭЦН, выполняет роль входного модуля, устанавливается между гидрозащитой и нижней секцией насоса; Твердые взвешенные частицы задерживаются при прохождении пластового флюида сквозь решётки, изготовленные из нержавеющей стали. Фильтровая компоновка может сочетать в себе несколько секций. П Фильтрующей частью являются щелевые сетки V-образной проволоки из прочной нержавеющей стали. Величина удерживаемых ТВЧ от одной десятой до двух десятых миллиметров. Характерным преимуществом является простота установки его на скважине, возможность ремонта данной установки и невосприимчивость к засорению, вероятность самоочистки вследствие вибраций электроцентробежного насоса. Отрицательной стороной фильтровой компоновки ЖНШ можно отметить малую наработку на отказ данной установки, из-за отложений солей и асфальтосмолопарафиновых отложений на стенках фильтрующего устройства, это ведет к засорению щелей и, как следствие, к прекращению подачи насоса. Воздействие солей и асфальтосмолопарафиновых отложений тем выше, чем тоньше фильтрация щелевого фильтра. В период работы данной фильтровой компоновки призабойная зона пласта засоряется крупными фрагментами ТВЧ [13]. Проволочный фильтр типа ФС-73 являет собой корпус на проволочной основе (рисунок 3). Идёт в комплекте с пакером [13]. Достоинством является возможность нескольких рейсов электроцентробежного насоса без подъема фильтра, достаточно хорошая пропускная способность, не привязанность конструкции к размерам электроцентробежного насоса.  Рисунок 3 - Проволочный фильтр типа ФС Недочетами являются снижение притока вследствие засорения, большое количество времени на операции текущего ремонта скважины, из-за скреперования колонны и лишней спускоподъемной операции для пакеровки фильтра. При извлечении из скважины есть риск прихвата и аварийной ситуации [14]. Модуль входной МВ5Ф (фильтрующий). он работает в составе УЭЦН и выполняет роль входного модуля. Устанавливается между гидрозащитой и нижней секцией насоса. Размер улавливаемых частиц 0.3 мм и более. Фильтр-модуль ФВПР с использованием фильтроэлементов из проволочных проницаемых материалов, разработки ООО «РЕАМ-РТИ». Фильтр-модуль ФВПР тонкостью фильтрации от 100 мкм предназначен для очистки от песка и других механических примесей жидкостей, извлекаемых из нефтеносных, водяных и газовых пластов, для очистки промывочных жидкостей на устье скважины, очистки растворов на солерастворных узлах. Шламоуловитель, работающий в составе УЭЦН в качестве дополнительной модуль-секции. Устанавливается между входным модулем или газосепаратором и нижней секцией насоса, назначение которого - предотвращать попадание ТВЧ и пропанта в насос в процессе эксплуатации УЭЦН. Улавливает взвешенные частицы любых размеров. Также несколько фильтров, использующихся на месторождениях РФ: - скважинный фильтр-кожух для УЭЦН; - фильтр-насадка ФНТ, щелевой фильтр с пакером ПРС-146, устанавливается под УЭЦН, крепится к корпусу ПЭД; - фильтр противопесочный типа ФПБ присоединяется к нижней части ПЭД (исполнение ФПБН-85) или к нижней части кожуха электродвигателя (исполнение ФПБК-85); - якорь газопесочный чашечного типа (ЯГПЧ). Конструкторской фирмой СКБ «КОМГОРТ» разработан клапан для промывки НКТ. Этот клапан используется для промывки колонны НКТ от песка и парафина с определенной глубины (минуя насос), а также для заполнения НКТ солевым раствором при глушении скважины. ОАО «Сибирь Сервис Технология» (г. Тюмень) разработано скважинное устройство для очистки флюидов от мехпримесей СГЦФ-02. Устройство используется при эксплуатации скважин с высоким содержанием механических примесей в добываемом флюиде. Обеспечивает высокую степень очистки флюида и ствола скважины в целом от механических примесей. В Нижневартовском УДНГ филиала ОАО «АНК Башнефть» «Башнефть - Уфа» разработан новый скважинный фильтр тонкой очистки (ФТО) для очистки добываемой скважинной жидкости от механических примесей и предотвращения их попадания в скважинный насос. Фильтр выполнен в виде секций. Секция состоит из фильтрующего элемента: полимерного волокнисто-пористого материала (ПВПМ), имеющего форму цилиндра, который зафиксирован в корпусе за счет кольцевых буртиков на переводнике. Нижний конец корпуса защищен от повреждения при спуске специальным наконечником (рис. 4).  Рисунок 4 - Скважинный фильтр тонкой очистки: 1 – муфта; 2 – корпус фильтрующего элемента; 3 – заглушка; 4 – фильтрующий элемент По длине корпуса секции выполнены продольные щели. Проходя через ячеистую поверхность фильтра из ПВПМ, жидкость очищается от механических частиц и попадает на прием насоса. Частицы скапливаются на поверхности фильтрующего элемента, и, частично опадают на забой скважины. При снижении пропускной способности фильтра возможно проведение очистки его поверхности промывкой. Отличительные особенности: возможность многократной регенерации обратно продувкой воздухом, водой или паром, промывкой любыми растворителями; дезинфекционная обработка различными веществами с целью уничтожения образующейся микрофлоры и фауны (в том числе и агрессивными); утилизация осуществляется термоспособом. В целях сокращения отказов из-за засорения насосного оборудования мехпримесями рекомендуется проводить следующие мероприятия: - улучшать качество жидкостей для глушения; - проводить промывки забоя и скреперование эксплуатационной колонны; - проводить проверку эксплуатационной колонны на герметичность; - после ремонта целесообразно проводить очистку забоев (например, гидрожелонками); - запуск и вывод на режим должен проводиться плавно, не допуская резкого снижения забойного давления и превышения допустимых депрессий на пласт с применением регулируемого привода; - при эксплуатации скважин должен производиться периодический контроль за выносом мехпримесей (не реже 1 раза в месяц на скважину); - устанавливать в скважинах фильтры типа СПМФ-109, типа ФШС, типа ЖНШ и др. В целях сокращения отказов из-за засорения насосного оборудования мехпримесями рекомендуется проводить следующие мероприятия: улучшать качество жидкостей для глушения; производить промывки забоя и скреперование эксплуатационной колонны; использовать скважинные фильтры; освоение скважин после ГРП осуществлять комплексом ГНКТ (гибкая труба); после ремонта целесообразно проводить очистку забоев (например, гидрожелонками); запуск и вывод на режим должен проводиться плавно, не допуская резкого снижения забойного давления и превышения допустимых депрессий на пласт; при эксплуатации скважин должен производиться периодический контроль за выносом мехпримесей (не реже 1 раза в месяц на скважину). |