осложнения при разработке. Ослажненные условия разработки и эксплуатации нефтяных месторожд. 1 вопрос. Характеристики и классификация эмульсий. Причины образования и свойства водонефтяных эмульсий. Негативное влияние водонефтяных эмульсий на работу уэцн, шсну
 Скачать 31.91 Kb.
|
|
1 вопрос. Характеристики и классификация эмульсий. Причины образования и свойства водонефтяных эмульсий. Негативное влияние водонефтяных эмульсий на работу УЭЦН, ШСНУ. Эмульсия – это система жидкостей в которой одна из жидкостей диспергирована в другую в виде мелких капель. Типы: - эмульсии первого рода или прямые. Когда нефть диспергирована в воде «масло в воде» - второго рода или обратные. Когда вода диспергирована в нефти «вода в масле». Эмульсии могут быть образованы: двумя любыми несмешивающимися жидкостями. В большинстве случаев одной из фаз эмульсий является вода. Образование эмульсии зависит от эмульгатора и содержания минеральных солей в воде. Если эмульгатор гидрофильное вещество – получается прямая эмульсия: Н/В. Если эмульгатор гидрофобное вещество – получается обратная эмульсия: В/Н, все зависимости от класса эмульгатора. При наличии в воде K и Na – образование эмульсий типа Н/В, т.к. они хорошо растворимы в воде, если же в воде содержатся Mg-, Fe-, Al- - это соли нафтеновых кислот, которые хорошо растворяются в нефти, то образуется эмульсия обратного типа В/Н Нефтяная эмульсия – это система неть-вода. Образуется при добыче обводненных нефтей в скважинах, промысловых трубопроводах, а так же в аппаратах обессоливания нефти в следствии интенсивного турбулентного перемешивания нефтеводонефтяной смеси. Нефтяные эмульсии, образующиеся при добыче и обессоливании нефти, относятся в основном ко второму типу. Свойства эмульсий: Дисперсность, вязкость, плотность, устойчивость к разрушению. Дисперсность – это степень раздробленности дисперсной фазы. При фильтрации водонефтяной эмульсии через поровые каналы диаметром большого размера капель диспергирование частиц не происходит, а при фильтрации эмульсии через поровые каналы меньшим диаметром, чем размер частиц эмульсии, происходит диспергирование эмульсии и вязкость ее увеличивается, а значит фильтрация ухудшается. Вязкость зависит от следующих факторов. 1) вязкость самой нефти, а именно содержание газа. При уменьшении давления ниже давления насыщения, газ выделяется из нефти, что способствует дроблению капель и отложению парафина и смол и других тяжелых соединений, которые являются природным эмульгатором. Содержание механических примесей. 2) Степени дисперсности, или диаметр капель дисперсной фазы. Чем выше дисперсность водонефтяной эмульсии, тем выше ее вязкость и наоборот. Установлено, что уменьшение диаметра капель воды в водонефтяной эмульсии при одинаковой ее концентрации приводит к увеличению вязкости всей системы. Связь эта нелинейная и ослабевает по мере увеличивания диаметра капель. Так при диаметре частиц более 100 мкм влияние их размера на вязкость системы ничтожно мало. Содержание воды. Нефть с относительно небольшим содержанием воды образует более вязкие эмульсии. С увеличением содержания воды вязкость эмульсии снижается. Критическая концентрация воды называется точкой инверсии. В точке инверсии происходит обращение фаз и дисперсная фаза (вода) становится дисперсной средой, а дисперсная среда (нефть) – дисперсной фазой. Тоесть эмульсия меняет свой тип с Н/В на тип Н/В. Обращение фаз нефтяных эмульсий имеет исключительно большое практическое значение. Эмульсия типа Н/В транспортируется при меньших энергетических затратах, чем эмульсия типа В/Н. Поэтому при транспортировании эмульсии выгодно чтобы внешней фазой была вода. Отличие эмульсии В/Н от эмульсии Н/В со временем. Эмульсия типа В/Н со временем становится очень устойчива к разрушению. В процесса старения вокруг частиц нефти увеличивается слой эмульгатора, поэтому при столкновении глобул слияние не происходит. Температура. При повышении температуры вязкость системы снижается. Объяснить это можно тем, что при повышении температуры в менее вязкой среде возрастает подвижность частиц дисперсной фазы, это приводит к увеличению частоты столкновений. Одновременно при повышении температуры уменьшается прочность защитных оболочек частиц дисперсной фазы. Поэтому увеличение частоты столкновений, при возрастающей их эффективности приводит к ускорению соединения капель. Плотность. Определяется как суммарная плотность нефти и воды и их содержание в эмульсии. Ее можно найти по след. Формуле: Pэ=Рн(1-W)+РнW W – содержание воды в объемных долях, Рн – плотность нефти, Рв – плотность воды Плотность эмульсии как и любого вещества зависит от температуры: с повышением температуры плотность уменьшается и наоборот с понижением температуры увеличивается. Устойчивость к разрушению. Устойчивость – это способность в течении определенного времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду. На устойчивость влияют: 1) дисперсность системы, 2) физико-химические свойства эмульгаторов, образующих на поверхности раздела фаз адсорбционные защитные оболочки, к таким эмульгаторам относятся: - вещества со слабыми поверхностно-активными свойствами (асфальтены, асфальтогеновые кислоты; эти соединения образуют прочные слои, которые обеспечивают высокую стабилизацию эмульсий. – твердые вещества минерального и органического характера, они прилипают к диспергированным каплям и также образуют прочные слои. Образование на поверхности капелек стабилизирующих эмульсию адсорбционных слоев с высокими структурно-механическими свойствами препятствуют слиянию капелек при столкновении. 3) Наличие на капельках дисперсной фазы двойного электрического заряда. 4) Температура и время существования эмульсии. Эмульсии «стареют» повышают свою устойчивость со временем. Сперва происходит интенсивно, затем постепенно замедляется и часто уже через сутки прекращается. Свежие легче поддаются разрушению, поэтому обезвоживание и обессоливание необходимо проводить на промыслах. Для предотвращения процесса старения необходимо как модно быстрее смешивать свежеполученные эмульсии с деэмульгатором. Деэмульгатор адсорбируясь на поверхности водяных капелек вытесняет и разрушает образованный гелеобразный слой и препятствует его упрочнению. При образовании стойких эмульсий снижаются показатели безотказности работы насосных установок из-за увеличения количества обрывов штанг ШГНУ, пробоев электрической части УЭЦН вследствие перегрузок погружного электродвигателя. Рост давления жидкости в системах сбора нефти и газа влечет за собой порывы коллекторов. 2 вопрос. Методы предупреждения и борьбы с водонефтяными эмульсиями в скважине. С целью предупреждения образования устойчивых эмульсий в скважинах необходимо проведение следующих мероприятий: o выбор режима эксплуатации скважин и насосного оборудования исходя из условия наименьшего штудирования потока; o использование деэмульгаторов, подающихся на забой или в устье скважин. Для обеспечения необходимой степени разрушения водонефтяной эмульсии рекомендуется предусмотреть подачу деэмульгатора. В процессе эксплуатации необходимо проводить подбор деэмульгаторов различных производителей по результатам лабораторных испытаний и рекомендовать к применению наиболее эффективные. аиболее целесообразно производить постоянную дозировку деэмульгатора с использованием дозирующих устройств по капиллярному кабелю (бронированной капиллярной трубке) или применять другие методы [3]. В тех случаях, когда невозможно по технологическим причинам либо экономически нецелесообразно применение технологий, связанных с использованием деэмульгаторов и режимов их дозирования, должны производиться периодические промывки скважин горячей нефтью (горячей водой) с добавлением деэмульгатора [4]. В скважинах, где в подземном оборудовании используются насосно-компрессорные трубы (НКТ) с полимерными покрытиями, использование тепловых методов удаления недопустимо. Обработкам подлежат все добывающие скважины, в которых произошло образование эмульсии, вызвавшей снижение эксплуатационных параметров и уменьшение вязкости жидкости, что сказывается на дебите В нефти могут присутствовать механические примеси (сульфид железа, ил, частицы глины и т.д.), собирающиеся на межфазной поверхности, и упрочняющие пленки, которые обволакивают глобулы воды [5]. Важная задача – их удаление при обезвоживании нефти. Эмульгатор должен образовывать прочную оболочку, которая будет препятствовать слиянию капель. Тонкая плёнка деэмульгаторов, хорошо смачиваемая водой, обволакивает механические примеси [6]. Выделенные таким образом из нефти частицы механических примесей удаляются вместе с водой. 3 вопрос. Причины и условия образования солеотложение в скважинном оборудовании и ПЗП. Технологии предупреждения образования солеотложение в нефтяных скважинах. Отложения – это неорганические твердые вещества, которые откладываются в пласте, ствола скважины или наземном оборудовании во время добычи нефти, газа или при производстве работ, имеющих отношение к добыче. Карбонат кальция (Кальцит CaCO3) Сернокислый барий (Барит BaSO4) Сернокислый кальций (Гипс CaSO42H2O Ангидрит CaSO4) Обычно сернокислый кальций при температуре ниже 100 градусов образует гипс, а при температуре выше 100 градусов ангидрит. Данные значения температур приблизительны, так как они зависят от давления и химического состава воды. Барий и сернокислый стронций в отложениях часто встречают вместе , образуя единый минерал, в составе которого входят BaSO4 и SrSO4. Образование отложений происходит: 1. Падение давления, при котором высвобождается CO2. 2. Изменение температуры или давления, что приводит к ухудшению растворяемости. 3. Смешивание двух жидкостей, несовместимых по химическому составу. Наиболее часто встречается в эксплуатационных скважинах отложения карбоната кальция CaCO3. Многие породы содержат кальцит, в результате чего пластовый раствор насыщается CaCO3 (то есть растворение кальцита достигает предела). Во время эксплуатации давление в ПЗП понижается на многих месторождениях, из нефти выделяется газ, растворимы в пласте. Отложение солей образуется на внутренней поверхности НКТ, поверхности насосных штанг, в каналах устьевой арматуры, что приводит к значительному сужению проходных сечений, возрастанию гидравлического сопротивления или полному прекращению подачи продукции скважины, в следствии образования пробок. Образование солевых отложений происходит в следствии возникновения и роста кристаллов солей непосредственно на поверхности, контактирующей с продукцией скважины, или в результате сцепления с поверхностью, образовавшихся в потоке транспортируемой продукции скважины, частиц твердой фазы минеральных солей. Интенсивность образования отложений на поверхности оборудования скважин в значительной степени зависит от процентного содержания в нефти вод, мех примесей, гидродинамичкеских характеристик потока. Существующие методы предотвращения солевых отложений можно разделить на физические, химические и технологические Физические методы. К физическим методам относятся: воздействие на водные растворы солей магнитными, акустическими или электромагнитными полями. В нефтепромысловой практике применяют оборудование с постоянными магнитами. Газожидкостные смеси, проходя через магнитное устройство, меняют структуру солей, снижая при этом адгезию к поверхности металлического оборудования. Использование электромагнитного поля тоже приводит к снижению адгезии солей к поверхности металлического оборудования, но для осуществления метода необходим постоянный источник электроэнергии у устройства. Принцип работы акустического метода состоит в создании излучателем акустического поля, который позволяет предотвратить или ослабить процесс солеобразования. В результате интенсивной кавитации образовавшиеся кристаллы солей находятся во взвешенном состоянии в объеме жидкости и не отлагаются на поверхности оборудования. Несмотря на положительные результаты испытаний, магнитные, электромагнитные и акустические приборы не применяются повсеместно. Дело в том, что применение этих устройств не исключает образование солевых отложений на пути движения жидкости, имеет локальный характер воздействия, защищает небольшие участки оборудования возле места установки устройства. Технологические методы. Применение разных видов покрытий оборудования и деталей из специальных материалов является одним из технологических методов. К таким покрытиям, обладающим низкой адгезией к выпавшим отложениям, относятся покрытия и детали из полимеров, эмали, лаков и стекла. Сложность нанесения на поверхность, недолговечность и высокая стоимость являются основными недостатками покрытий. Подготовка и использование специальных вод, химически совместимых по своему составу с пластовыми, позволяет значительно снизить интенсивность образования отложений солей при эксплуатации скважин. Предупреждение отложения солей достигается исключением смешения несовместимых вод. Преимущества — высокая эффективность, сохранение продуктивности скважин; недостатки — высокая стоимость и сложность исполнения. Эти методы увеличивают продолжительность бесперебойной работы оборудования, но являются лишь вспомогательными мерами его защиты. Химические методы. В настоящее время применение ингибиторов солевых отложений для предупреждения осложнений является наиболее распространенным и эффективным методом в техникоэкономическом отношении. При соблюдении всех требований и правил подбора ингибиторов и технологий их применения возможно предотвратить процессы солеотложений на всем пути перемещения скважинной продукции: от забоя до пунктов подготовки нефти и воды. Стоит отметить, что для обеспечения эффективной защиты оборудования необходимо, чтобы подобранный для определенных условий ингибитор отложения солей постоянно присутствовал в системе в необходимом количестве. Максимальный защитный эффект возможно получить при условии ввода ингибитора в раствор до начала кристаллизации неорганических солей. 4 вопрос. Состав и свойства АСПО. Механизм формирования АСПО. Факторы, влияющие на образование АСПО. Общая характеристика методов удаления и предотвращения АСПО. Парафиновые отложения на стенках трубопроводов и оборудования сбора и подготовки скважинной продукции представляют смесь твердых парафиновых углеводородов состава С17Н36…С36Н74 и гибридных углеводородов церезинов. Парафины – 10-75% Смолы – 10-30% Асфальтены – 2-5% Парафины хорошо растворяются в нефти при температуре от 40 градусов и выше. И если учитывать, что пластовая нефть в большинстве случаев имеет температуру выше 40 градусов, то можно принять что парафины в пластовых условиях с нефтью образуют гомогенный раствор. А при извлечении на поверхность скважинной продукции происходит снижение температуры и давления, и создаются благоприятные условия для перехода парафина в кристаллическое состояние. Механизм формирования: в результате охлаждения нефти под воздействием более холодной окружающей среды в тонком пристенном слое возникает радиальный температурный градиент. Это приводит к образованию градиента концентрации растворенного парафина. За счет чего происходит движение растворенных частиц парафина к стенке трубы или границы твердых отложений под действием молекулярной диффузии, происходит их кристаллизация и выделение из раствора. Факторы: Компонентный состав смеси. - с увеличением содержания Ароматических углеводородов в гибридных углеводородах вероятность образования прочных парафиновых отложений уменьшается; - с увеличением содержания Парафинов в гибридных углеводородах вероятность образования прочных парафиновых отложений увеличивается; - чем меньше содержание серы, тем выше содержание парафинов в нефти. Присутствие смол в нефти увеличивает вероятность образования парафиновых отложений (за счет смолисто-асфальтеновой подложки на стенке трубопровода увеличивается шероховатость поверхности; смолы цементируют парафиновые отложения) Снижение температуры потока нефти до значений, при которых возможно выделение из нефти твердой парафиновой фазы. Давление и газовый фактор. При давлениях выше давления насыщения температура начала выпадения парафинов возрастает с увеличением давления. Если давление ниже давления насыщения, то при снижении давления наблюдается рост температуры начала кристаллизации парафина, что объяснятся увеличением объема выделившегося газа, который существенно влияет на растворимость парафина в нефти и понижается температура нефтегазового потока. (Для зон начала образования отложений характерно давление от 5 до 10 МПа. Скорость течения. С увеличением скорости потока нефти интенсивность накопления парафиновых отложений сначала увеличивается (вследствие массопереноса) достигает максимума и при определенной скорости начинает постепенно убывать. С ростом скорости: - нефть лучше удерживает кристаллы парафина во взвешенном состоянии; - происходит смыв отложений. Свойства поверхности, от которой зависит прочность сцепления парафиновых отложений на данной поверхности. Шероховатость при развитом турбулентном режиме увеличивает перемешивание, а следственно и выделение газа и парафина. Тем не менее, после образования слоя парафина небольшой толщины скорость скопления отложений уже не зависит от шероховатости. Качество обработки поверхности материалов, которые по своей природе хорошо сцепляются с парафинами, не имеет особого значения и чистота обработки поверхности труб в пределах 3…9 классов – это чисто технологическое решение при их изготовлении. Обводненность скважиной продукции. С увеличением доли воды в потоке интенсивность отложения парафина снижается. Это происходит по двум причинам: - увеличение суммарной теплоемкости (теплоемкости воды выше, чем теплоемкость нефти) – поток медленнее остывает; - изменение характера смачиваемости поверхности, увеличения площади контакта стенки трубопровода с водой. Время. С течением времени количество отложившегося парафина возрастает. Наибольшая интенсивность парафинизации наблюдается в начале процесса, затем скорость роста отложений снижается из-за уменьшения теплоотдачи от нефти во внешнюю среду вследствие увеличения толщины отложившегося слоя парафина. Для удаления АСПО: Тепловые. Закачка пара, промывка горячей нефтью, водой, индукционные подогреватели. Недостатком данного метода является их высокая энергоемкость. Химические. Растворители и моющие составы с добавлением ПАВ. Наиболее эффективный способ, но минусом является подбор растворителя АСПО происходит эмпирически. Механические. Очистка скребками различной конструкции. Для предотвращения: Физические. Ультразвуковые, вибрационные, воздействие магнитом и электромагнитным полем. Химические. Применение депрессоторов, модификаторов, диспергаторов Использование гладких покрытий 5 вопрос. Химические методы удаления и предотвращения образования АСПО. Преимущества и недостатки. химические методы. Наиболее широко используемые в настоящее время являются химические методы предотвращения образования АСПО. В основе их действия лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела жидкости и твердой поверхности. По этому признаку химические методы 15 подразделяются на методы, основанные на применении смачивающих добавок, модификаторов, депрессаторов и диспергаторов [13, 27, 57]. Механизм действия смачивателей основывается на образовании гидрофильной пленки на твердой поверхности скважинного оборудования, которая в свою очередь препятствует адгезии кристаллов парафина к трубам и создает условия, достаточные для их выноса потоком жидкости. Преимущества смачивающих добавок заключаются в том, что их можно использовать при высокой обводненности нефти. Обладая поликомпонентностью, они как следствие, имеют полифункциональность действий, растворимы в воде, доступны и имеют низкую температуру застывания. Однако смачивающие добавки неприменимы для высокопарафинистых безводных нефтей. В состав смачивателей зачастую входят неионные, анионные и катионные водорастворимые ПАВ, полярные неэлектролиты, гидрофилизирующие присадки [13, 27, 57]. Модификаторы при взаимодействии с кристаллами парафина, меняя их смачиваемость, поддерживают их в подвешенном диспергированном состоянии, придают им более округлую форму, в отличие от их первоначальной игольчатой или ромбической формы. Недостатком модификаторов является их высокая температура застывания в товарном виде. Наиболее распространенные среди модификаторов являются сополимеры этилена с винилацетатом, полиэтилен, полиизобутилен и другие высокомолекулярные соединения, в основном, с чередующимися полярными группами. Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции их молекул на кристаллах парафина, тем самым затрудняя объединение их в единую систему. Депрессаторы снижают температуру застывания нефти. Модификаторы и депрессаторы обычно схожи по результату действия и зачастую их объединяют в одну группу. Диспергаторы повышают теплопроводность нефти и замедляют процесс кристаллизации парафина. Благодаря тому, что увеличивается продолжительность пребывания кристаллов парафина в диспергированном взвешенном состоянии, 16 увеличивается вероятность выноса их из скважинного оборудования на устье скважины. В качестве диспергаторов используют нефтерастворимые амины, жирные кислоты или их соли, фенолы, нафталин, алкилортофосфаты и др. [57]. На сегодняшний день использование ингибиторов АСПО для защиты скважинного оборудования и ПЗП наиболее популярно. Однако зачастую они имеют высокую стоимость, большинство компонентов, входящих в их состав, токсичны, и необходим индивидуальный подбор реагентов для нефтей с разными свойствами. 6 вопрос. Физические методы предупреждения образования АСПО. Технические средства и технологии использования. Механизм действия. Тепловые методы удаления АСПО. Технологии и технические средства. Физические методы: вибрационные и воздействие магнитных и электромагнитных полей. Вибрационные методы. Заключаются в искусственном создании вибрации стенок труб, позволяют создавать ультразвуковые колебания в области парафинообразования, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению парафина на стенках труб. Применение постоянных магнитов, спускаемыми в составе компоновки НКТ. Основано на активации потока жидкости, при которых происходит образование временных микромагнитов (молекулярный размер) на поверхности асфальтенов, парафинов, а так же на поверхности кристаллов солей песка и ржавчины. Хаотичное расположение микромагнитов препятствует сближению и плотной упаковке кристаллов парафина, асфальтена, и механических примесей, то есть магнитная. Тепловые методы. Электропрогрев, закачка теплоносителя, паропрогрев. Наиболее распространенными и наименее технологичным методом тепловой обработки скважин, трубопроводов и технологического оборудования является применение горячих теплоносителей. В качестве теплоносителей часто используют добываемый флюид, то есть нефть, газовый конденсат. При этом например для промывки одной скважины требуется нагреть нефть до 100 градусов и прокачать не менее 30м3 нефти, которая затем сливается в шламовый резервуар и выпадает из объемов добычи. Одним из видов тепловой обработки скважин является использование электрических нагревательных кабельных линий. Принцип их действия: к кустам подводится высоковольтная линия к которой через понижающий трансформатор подключается кабель с реактивным сопротивлением. Этот кабель спускается в скважину и за счет преобразования эл. Энергии в тепловую поддерживает температуру НКТ на уровне 80град. Для предотвращения отложений АСПО. 7 вопрос. Влияние механических примесей на работу нефтяных насосов. Допустимая концентрация при работе УШГН, УЭЦН, УЭВН. Методы борьбы с механическими примесями. Допустимая концентрация мех.примесей при работе УЭЦН – не более 0,5 г/л; при работе УЭВН – не более 0,4 г/л; при работе УШГН – не более 10 г/л. Влияние мех примесей на работу: При работе УШГН в связи с попаданием песка на прием насоса происходит абразивный износ плунжерной пары, клапанных узлов и образование песчаной пробки на забое. Песок так же при малейшей не герметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках возможно заклинивание плунжера в насосе, а при большом осадке – заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и разливом приводит к уменьшения подачи ШСНУ и скорости восходящего потока ниже приема, что способствует ускорению образования забойной пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. При работе УЭЦН. крупные механические частицы вызывают заклинивание насоса, а мелкие – вибрацию и повышенный абразивный износ. Присутствие большого количества механических примесей повышает износ деталей верхней пяты вала насоса и участок вала насоса под сальником, снижается надежность гидрозащиты погружного двигателя. Мех примеси забивают фильтр насоса, вначале уменьшая, а затем полностью прекращая поступление жидкости в насос, или действуют как абразив, ускоряя процесс износа элементов насоса или заклинивания их. Отложения являются наиболее опасными для УЭЦН, так как вызывают интенсивный абразивный износ вращающихся деталей и, как следствие, преждевременный выход из строя установки. Методы борьбы с механическими примесями: химические, механические, технологические методы и их комбинации для закрепления пород в ПЗП Технологические методы включают в себя такие мероприятия как подбор параметров эксплуатации скважины и ограничение депрессии на пласт. Верно выбранная методика позволит удерживать депрессию ниже критического уровня, при котором происходит разрушение пород, и таким образом, предупреждать вынос механических примесей из пласта. Снижение обводненности - известно, что при обводнении происходит размыв и разрушение глинистых частиц горной породы продуктивных коллекторов нефти и газа, вследствие чего начинается интенсивный вынос пластового песка в скважины. Химические – это закачка в пласт скрепляющих растворов, смол и композиций на их составе. В отличие от других технологий в данном случае в призабойной зоне пласта не формируется монолитный экран, а создается хорошо проницаемая структура благодаря частичному заполнению порового пространства отверждаемой смолой. Коксование – еще один способ укрепления призабойной зоны, сущность состоит в получении кокса в пласте в качестве вяжущего материала за счет продолжительного окисления нефти в призабойной зоне горячим воздухом. Механические методы. К ним принадлежит оборудование нефтяных скважин противопесочными фильтрами различной конфигурации. Противопесочные фильтры делятся на проволочные, сетчатые, гравийные и гравитационные. Главными характеристиками фильтра, которые определяют размер выносимых частиц, должны быть, размер и форма фильтрационных отверстий, геометрия элементов фильтрующей оболочки. Размеры проходных отверстий зависят от фракционного состава песка и формы отверстий фильтра. Закрепления пород в ПЗП Эффективной является методика заканчивания скважин с созданием гравийного фильтра в необсаженном продуктивном интервале. Сущность технологии заключается в закачке посредством труб НКТ отсортированного гравия на забой в расширенный интервал между пластом и фильтром, и признана наиболее эффективным методом предотвращения пескопроявлений и обеспечения длительной эксплуатации высокодебитных скважин без снижения их производительности и остановок на ремонт [1]. В качестве профилактики и борьбы с отказами погружного оборудования по механическим примесям осуществляется несколько групп мероприятий - ограничение КВЧ в технических жидкостях при бурении и освоении, очистка призабойной зоны и ствола скважины, в том числе с помощью колтюбинговой установки (гибкими трубами), промывка зупфа скважины, контроль за КВЧ в процессе эксплуатации, осуществление плавного пуска и вывода на режим скважин с использованием частотных преобразователей |