НЕФТЬ-ГАЗ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
На главную >>


Теперь на нашем сайте можно за 5 минут создать свежий реферат или доклад

Скачать книгу целиком можно на сайте: www.nglib.ru.

Предложения в тексте с термином "Пески"

Перед нанесением защитного покрытия внутренняя поверхность труб тщательно очищается от окалины, ржавчины, загрязнений металлическим песком с помощью пескоструйной и дробеструйной очистки и обезжиривается растворителями.

В качестве очищающего агента иногда применяют металлический песок из стали с размером частиц от 0,3 до 1,5 мм.

Методы борьбы с выносом песка из нефтяных скважин: Обзор, информ.

Об интенсивности выноса песка из пластов, имеющих пластическую об-ласть/Тр.

Солевой состав (в %) отложений колеблется в следующих пределах: СаСОз и MgCO3 5-90, CaSO4 0-15, BaSO4 5-95, с небольшими примесями песка, соединений железа, нефтепродуктов, глин.

Одним из обязательных условий выноса песка из пласта в призабойную зону скважины является слабая сцементированность зерен песка в коллекторе.

При разработке пластов, сложенных рыхлыми песчаниками, в призабойной зоне может образовываться зона подвижного песка (пластическая область).

В этом случае в первые месяцы эксплуатации скважины наблюдаются интенсивное неконтролируемое пескопроявление, связанное с вымыванием песка и, зачастую, образование каверны у кровли пласта, либо у неразрушенного (более прочного) пропластка при неоднородном пласте.

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.

Для подтверждения значимости давления в пластической области на изменение выноса песка по толщине пласта был поставлен эксперимент.

В ходе опытов, на модельной установке определялась зависимость выноса песка от переменного давления обжима (давления в пластической области).

В эластичную трубку помещался кварцевый песок со средним диаметром зерен 0,5 мм.

Песок брался либо чистым, либо с 5 % весовой добавки глины.

Через песок прокачивалась вода.

Объем воды и количество вынесенного песка регистрировались.

Видно, что наибольшее уменьшение выноса песка происходит в интервале давлений обжига от 0 до 0,3 МПа.

При дальнейшем увеличении давления обжима вынос песка снижается незначительно.

При этом первоначальный вынос песка восстанавливался в образцах 1 и 3, в образце 2, имеющем 5%-ную добавку глины, этого не происходило: при снижении давления обжима начальный вынос песка не достигался - уменьшение выноса песка было необратимым.

Зависимость выноса песка от давления обжима можно описать уравнением вида: где П - содержание песка в воде, % объема; Я0 - начальное содержание песка в воде при давлении обжима р0& = 0; а„ - коэффициент изменения выноса песка, 1/МПа.

Очевидно, что наибольшая интенсивность притока в верхнем интервале пласта связана с образованием каверны за счет разгруженное™ песка пластической области на расстоянии 1,5-2,0 м от кровли пласта.

По результатам экспериментов можно сделать следующие выводы: вынос песка уменьшается с ростом давления обжима; при достижении давления обжима 0,3 МПа, вынос песка стабилизируется и стремится к постоянному значению; песок, имеющий глинистый цемент, может быть подвержен упрочнению.

Так, например, на площади Бугундырь при попытке извлечь из пон-тических отложений в скважине продукцию, получили субстанцию, состоящую в основном из песка, пропитанного высоковязким битумом.

В таких залежах интенсивность выноса песка из пласта в ствол скважины зависит от значения депрессии.

Чем выше депрессия, тем больше песка поступает в скважину.

Весь песок остается во взвешенном состоянии в нефти и с нею выносится на поверхность.

Зависмость выноса песка от л?

мтто давления обжима: ' "об'lvllla 1-3 ~ номера образцов приток нефти к скважине и ее дебит, а с другой - под действием тепла приводит к выпадению песка в стволе скважины, образованию песчаной пробки, перекрывающей частично или полностью интервал перфорации пласта, а также к снижению дебита или прекращению подачи.

Так как «золотой середины» не существует, приходится идти на чистки стволов скважин от песка, которые забирают достаточно много времени и средств.

В газовых скважинах вынос песка из пласта в ствол скважины интенсифицируется при обводнении скважин на поздней стадии разработки месторождения, когда вода сначала вымывает связующие глинистые частицы, а затем выносит песок.

Это надо иметь в виду и принимать меры технического или технологического характера для предотвращения или снижения интенсивности выноса песка в ствол скважины.

Применяемые за рубежом методы, направленные на предотвращение выноса песка в скважину, условно делятся на три 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 химически закрепленных зерен песка.

При выборе способа борьбы с выносом песка в скважину в зарубежном практике учитывается ряд фактов.

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.

таковым, при котором начинается вынос песка.

Спустя некоторое время песок будет накапливаться в стволе, образуя песчаную пробку.

Если в ствол скважины из призабойной зоны пласта выносятся более крупные песчинки, то, чтобы недопустить образования песчаной пробки, надо обеспечить определенную скорость подъема флюида из скважины, способную вынести песок на поверхность.

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 призабойной зоны и выноса его на поверхность.

0,02 0,03 0,04 5, см рость которого увеличивается у стенок труб, и препятствуют оседанию песка над насосом.

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.

Жидкость, свободная от песка, подливается через отверстие в планшайбе.

Вычисляют количество Q жидкости, необходимое для выноса песка из скважины, по формуле [281]

При больших диаметрах эксплуатационной колонны скорость восходящего потока может оказаться недостаточной для выноса крупных зерен песка.

В камеру смешения начинает поступать жидкость с размытым (с помощью специальных сопел) песком.

При очередном подъеме плунжер засасывает жидкость с песком из-под долота, затем песок через гидроциклонный сепаратор подается в желонку, а жидкость - к поршневому насосу.

Для очистки призабойной зоны от песка ее промывают, плотность промывочной жидкости и ее качество выбирают в зависимости от значения пластового давления и состояния призабойной зоны.

Струя жидкости, поднимаясь по затрубному пространству, захватывает размытый песок и через боковой отвод крестовины выносит его на поверхность.

Плотность раствора необходимо определять на протяжении всего времени работы, так как разбуриваемый (размываемый) песок в какой-то степени может увеличивать плотность.

Прежде всего выносимый из пласта песок является высокоабразивным агентом, против которого не могут устоять никакие стали.

Особенно благоприятные условия для абразивного износа выносимым из скважины песком существуют в штуцерах фонтанных и газоконденсатных скважин.

Штуцера из легированных сталей разъедаются песком в течение 1,5-2 сут, а в отдельных случаях в течение часов.

Регулирование скорости потока флюидов в сочетании с покрытием позволяет получить экономически выгодные варианты эксплуатации пескопроявляющих скважин, но здесь возникают опасность образования песчаной пробки на забое и необходимость проведения текущего ремонта по очистке забоя от песка.

При эксплуатации пескопроявляющих скважин, эксплуатируемых штанговыми или электропогружными насосами, прибегают к использованию песочных или газопесочных якорей, устанавливаемых в скважине ниже насоса и задерживающих песок, продлевая срок работы насоса.

Песок, выносимый из скважин, попадает в промысловую систему нефтега-зосбора, забивая сборные трубопроводы, на групповые замерно-насосные установки, забивая замерные узлы, сепараторы, клапаны, а также на установки подготовки нефти или конденсата, забивая технологические емкости и резервуары.

Анализ работы вертикального пескоуловителя, принцип действия которого основан на смене направления потока, показал, что при непрерывном движении массы газожидкостной смеси улавливается не более 30 % песка, что объясняется гранулометрическим составом песка и достаточно низкой температурой вязкой нефти, несущей в себе песок.

Лучшие результаты улавливания песка получены на горизонтальном пес-коуловителе большой вместимости (180 м3) при нагреве нефти, снижающем ее вязкость.

Установлено, что если предварительно сепарировать газ, то при подаче в пескоуловитель горячей нефти практически улавливается весь песок.

Тем не менее в трубопроводах песок откладывался и надо было их очищать от него.

Испытания дали положительные результаты при очистке от песка прямолинейных трубопроводов диаметром 100 и 150 мм, длиной соответственно 200 и 350 м.

Вследствие нерешенности проблемы улавливания песка на скважинах и групповых замерных установках весь песок или его основная масса на месторождении Каражанбас транспортировали на центральный пункт сбора и установку подготовки нефти, вызывая значительные осложнения в подготовке нефти и эксплуатации объекта.

Отстойники ОГ-200С не приспособлены для работы в условиях поступления продукции с песком.

Низкое расположение приемной трубы с козырьками-отсекателями создает благоприятные условия для накопления песка.

Система зачистки от песка этих отстойников также доказала свою работоспособность.

м3 песка в смеси с пленкой вязкой нефти, асфальтенов и парафина.

Возникла новая проблема - утилизации этого песка.

Этот песок явился хорошим материалом для устройства гидрофобных оснований резервуаров и промысловых автомобильных дорог.

Для предотвращения выноса песка из призабойной зоны в качестве проти-вопесочных фильтров в отечественной практике применяют следующие виды: проволочные однослойные и многослойные металлокерамические и сетчатые.

В зарубежной, как и в отечественной, практике для предотвращения выноса песка в скважины механическим методом используются фильтры следующих конструкций: изготовленные из стандартных труб с прорезанными в них отверстиями; с проволочной обмоткой; набивные забойные, заполненные песком или другими материалами на поверхности; гравийные набивки из отсортированного песка, образуемые путем заполнения затрубного пространства в интервале залегания продуктивного пласта.

Фильтры первых трех конструкций обеспечивают задержание уже вынесенного песка, но они быстро разрушаются.

Механические методы предотвращения выноса песка в скважину применяются в следующих сочетаниях: один фильтр; скважина создает свою набивку; фильтр и простая набивка (засыпка песка в затрубное пространство); фильтр и набивка, создаваемая прокачкой жидкости; фильтр и набивка, создаваемая закачкой жидкости при высоких давлениях, в том числе без возврата жидкости на поверхность; с созданием набивки до установки фильтра; с предварительным расширением интервала ниже обсадной колонны в ходе работ в открытом стволе; набивка, создаваемая закачкой жидкости при высоких давлениях без использования хвостовика; такие набивки осуществляются с помощью оборудования для гидроразрыва.

При осуществлении 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.

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 гравия выбирается на основе ситового анализа образцов пластового песка.

По результатам ситового анализа строится график распределения зерен пластового песка.

Считалось, что максимальный диаметр частиц гравия должен в 10 раз превышать размер пластового песка.

В дальнейшем пришли к выводу, что минимальный размер гравия должен в 4 раза, а максимальный - в 6 раз превышать размер пластового песка, соответствующий 10%-ной точке отсева на графике ситового анализа.

В более поздних работах рекомендуется средний размер гравия принимать в 5-6 раз большим, чем размер пластового песка, соответствующий 50%-ной точке графика ситового анализа.

К фильтру-каркасу гравийной набивки предъявляются следующие требования: он должен обладать необходимой механической прочностью; быть устойчивым против коррозии и эрозионного воздействия; иметь высокую гидропро-водность; удерживать все зерна гравия и не забиваться пластовым песком.

Одним из важнейших таких факторов считается соотношение между размерами зерен гравия и пластового песка.

Оптимальным является соотношение где г/гр - диаметр гравия; d5o ~ диаметр зерен 50%-ной фракции, указанной на графике механического состава пластового песка.

При меньшем размере гравия снижается проницаемость гравийной набивки в процессе эксплуатации скважины вследствие закупорки пластовым песком, а превышение оптимального соотношения ухудшает пескоудерживающую способность фильтра.

Идеальная модель пористости получается только при укладке одинаковых сферических зерен, поэтому за рубежом для создания гравийных фильтров используется отсортированный, хорошо окатанный крупнозернистый кварцевый песок с необходимым для конкретных условий размером зерен.

В качестве гравийного заполнителя расширенного ствола скважины используют полученный спеканием гранулированный бокситовый песок.

Резкий скачок содержания песка по участку ВГ в 1988 г.

Зависимость между дебитом скважин и выносом песка носит прямолинейный, пропорциональный характер, однако процентное соотношение, или удельное его содержание в 1 т нефти практически не меняется (рис.

Однако очевидно, что вязкая нефть практически весь песок из пласта выносит на поверхность, а случаи полного перекрытия интервалов перфорации песчаными пробками с прекращением подачи скважин связаны со сложными процессами в призабойной зоне пласта и условиями эксплуатации скважин.

Из буферных емкостей групповых установок песок попадает в сточные и магистральные нефтеколлекторы, вызывая пульсацию давления откачки, которое кратковременно достигает 5-6 МПа при норме 2-3 МПа.

205, 144, 138 м3 песка.

В восьми отстойниках ЦПС песок накапливается со скоростью 10 м3/сут.

Исходя из времени пуска в эксплуатацию и фактически накопленного количества песка скорость его накопления в резервуарах составляет 1,7 в № 1; 1 в № 3 и 0,3 м/сут в № 4 и 5.

Столько же песка, вероятно, отлагалось ежесуточно в нефтеколлекторе ПТВ - ЦПС до момента равновесного состояния.

Борьбу с песком ведут в двух направлениях: установкой забойных вставных противопесочных фильтров или креплением призабойной зоны пласта химическими способами; улавливанием выносимого из скважин песка на объектах системы сброса и транспорта нефти.

Дебит фонтанных скважин после спуска фильтра значительно снижается, а вследствие мелкой фракции пластового песка проводящие каналы фильтра быстро заиливаются, требуется их замена.

Ограничение выноса песка, м'1 47,8 75,4 124,4 150,9 249,4 436,8 462,8 466,4

Общее ограничение выноса песка за 1981-1988 гг.

Для подземного ремонта заплывающих песком скважин все чаще применяют такие экономичные способы, как регулирование с помощью песчаных фильтров, спускаемых внутри эксплуатационной колонны.

В случаях когда в скважине возникает проблема с выносом песка, а оставшиеся запасы углеводородов ограничены, проведение полного подземного ремонта с арендой эксплуатационного подъемника может оказаться экономически нецелесообразным.

с гравийным внутренним фильтром от песков типа Н.

из скважины начало поступать большое количество гравия, пластового песка и материалов для борьбы с поглощением - явный признак того, что гравийный фильтр вышел из строя.

Однако нефть полностью перестала поступать из скважины, очевидно, из-за забивания забоя песком.

Фильтр, который называют также забойной мембраной «Stratacoib, может обеспечить регулирование поступления песка как с применением гравийного фильтра, так и без него.

Прочная конструкция позволяет фильтру в ходе эксплуатации сохранять механическую целостность и в то же время эффективно задерживать песок.

После чего дебит скважины постепенно увеличивали при одновременном контроле выноса песка.

Выгода от использования песчаного фильтра вместо проведения полного подземного ремонта оказалась большой, а технология находит потенциальное применение и в других зонах, пронизанных песком.

В процессе навивки ровинга можно вводить любой наполнитель - кварцевый песок, гравий, молотый фторопласт, а также закладывать полимерные сетчатые или высокопроницаемые материалы - монолавсановую сетку, дарнит и др.

650 Нет Нет 820 0 0,35 Песок отсутствует данных данных

0 - - 600 0 0,44 До оборудования ФСОГ скважина стояла из-за воды и песка

Продуктивный пласт представлен слабосцементированным переслаиванием песков, песчаников и алевролитов.

В связи с падением пластового давления отмечается интенсивный вынос песка и воды.

911 он сохранился на прежнем уровне, но вынос песка практически ликвидирован.

В связи со снижением эффективности мероприятий по креплению приза-бойной зоны смолами в условиях обводнившихся скважин было решено провести опытные работы по борьбе с выносом песка с применением забойных фильтров.

До оборудования скважин фильтрами наблюдалось снижение дебита из-за большого выноса песка, часто происходили прихваты на-сосно-компрессорных труб песчаными пробками.

181 и 1106, в которых интервал перфорации был перенесен, вынос песка не прекратился.

181 проработала 4 мес без выноса песка, а скв.

В остальных скважинах вынос песка прекратился, продолжительность эффекта составляет более 8 мес.

1154, где был ликвидирован прихват труб песком, проработала без выноса песка всего 1 мес, после чего начались периодические прокачки из-за большого выноса песка и воды.

В целом опыт применения забойных фильтров в условиях Анастасиевско-Троицкого месторождения показал принципиальную возможность использования ПСТФЭ для эффективной борьбы с выносом песка из добывающих скважин.

В апреле дебит снизился до 1,1 т/сут, проводились неоднократные промывки, ликвидация заклинивания плунжера и прихвата песком штанг (одновременный подъем труб и штанг).

На дату начала работ скважина простаивала с заклиненным плунжером и прихваченными песком штангами.

Операция выполнена по следующей технологии: монтажно-подготовительные работы; подъем глубинно-насосного оборудования с ликвидацией прихвата штанг и плунжера песком; промывка нефтью, извлечение проволочного фильтра труболовкой за две спускоподъемные операции (один срыв); спуск насосно-компрессорных труб до глубины 306 м для отработки скважины компрессором; обвязка устья скважины с подсоединением к затрубному пространству агрегата ЦА-320 и компрессора УПК-80; отработка скважины компрессором УПК-80 с подкачкой подтоварной (пластовой) воды агрегатом ЦА-320 на I скорости в течение 6 ч при подвеске 2 1/2" НКТ 306 м (режим отработки первых двух часов - рабочее давление 1,4-2,0 МПа со сглаживанием прорывов воздуха подкачкой воды агрегатом на II скорости; последние 4 ч - отработка только компрессором при давлении 1,2-1,4 МПа; при отработке выносилась аэрированная эмульсия с песком и различными илистыми загрязнениями; последние 2 ч получен стабильный приток, равный примерно 10 т/сут); плавная разрядка скважины через затрубье в течение 30 мин; замер забоя (321 м) автолебедкой (при разрядке натянута пробка); промывка скважины с допуском НКТ от 322 до 343 м, наблюдалось усиленное поглощение (расход нефти на промывку 8 м3); подъем НКТ до уровня 306 м, обвязка устья скважины, опрессовка рабочей линии на 15,0 МПа; закачка ракушечника: смесь ракушечника с нефтью (вязкость 0,3 Па-с) приготовляли вручную в металлическом бачке и закачивали в скважину по НКТ агрегатом ЦА-320; нефть в бачок подавали автоцистерной 4ЦР, при открытом затрубном пространстве закачано 1,0 м3, остальная смесь при закрытом - под давлением 6,0-7,0 МПа; закачано 2 м3 ракушечника, расход нефти на смесь 8 м3; НКТ подняты на безопасную высоту; скважина оставлена в состоянии покоя на 12 ч для усадки ракушечника; промывка скважины легкой нефтью от излишков ракушечника с допуском НКТ от 322 до 343 м; подъем НКТ, сборка расчетной компоновки фильтра; спуск фильтра в скважину с установкой под насос (рис.

Начальный дебит скважины составлял 6,8 т/сут и после отработки в течение 6 сут увеличился до 10 т/сут, содержание воды было в пределах 10 %, песка не более 0,1 %.

В дальнейшем скважина работала без выноса песка со сниженным процентом обводненности.

Через 2 года проведены работы по спеканию песка закачкой пара и воздуха.

) по следующей технологии: монтажно-подготовительные работы; подъем глубинно-насосного оборудования с ликвидацией прихвата штанг песком;

Причиной пескопроявления было разрушение двух фильтроэлементов с образованием больших отверстий диаметром примерно 50 мм неправильной формы, через которые поступал песок.

В процессе отработки наблюдался вынос грязи, песка, и в конце линия была забита обломками цементного камня, свидетельствующего о нарушении эксплуатационной колонны.

Насосно-компрессорные трубы были заполнены водой, насос забит песком.

Операция по оборудованию скважины фильтром ПСТФЭ с поднасосной установкой проведена по следующей технологии: монтажно-подготовительные работы; подъем глубинно-насосного оборудования с ликвидацией прихвата штанг песком, НКТ примерно на 100 м были забиты илом с песком (ил вязкий); промывка скважины нефтью до глубины 328,3 м (ниже нарушения колонны), вымывался илистый песок, подъем НКТ; шаблонирование скважины шаблоном диаметром 118 мм до глубины 328,5 м; спуск НКТ до глубины 325 м; отработка скважины компрессором с подкачкой агрегатом ЦА-320 нефти в течение 2 ч; отработать скважину не удалось, так как выкидная линия засорилась кусками цементного камня, что свидетельствует о наличии значительного нарушения колонны; повторно компрессировать скважину оказалось невозможно из-за технического состояния колонны, необеспеченности компрессором и водой; скважину очистили с трудом, так как воздух с нефтью образовал пену; подъем НКТ до 328,8 м; в течение 1,5 ч наблюдался вынос песка с илистыми частицами; закачка ракушечника: давление закачки 5,0-6,0 МПа; закачано 1,6 м3 ракушечника, расход нефти 6 м3; подъем НКТ на безопасную высоту (10 труб); спуск НКТ с промывкой нефтью до глубины 329 м; подъем НКТ; ввод скважины в эксплуатацию глубинно-насосным способом с числом качаний 8 и длиной хода 0,45 м.

374 и 175 (при повторном оборудовании) выполнена по следующей схеме: подъем глубинно-насосного оборудования и извлечение проволочного фильтра, промывка скважины от песка, отработка ее компрессором до получения устойчивого притока жидкости из пласта, замер забоя и промывка скважины со спуском НКТ до расчетной глубины, закачка в призабойную зону ракушечника, промывка забоя от излишков ракушечника со спуском НКТ и спуск фильтра в необходимом варианте (под-насосная или забойная установка) и расчетной компоновке.

Г-24 работала без выноса песка.

, показали принципиальную возможность использования фильтров ПСТФЭ как эффективного средства борьбы с выносом песка в скважинах, где коллектор представлен рыхлыми песками без глинистого материала.

Две скважины оказались закупоренными песком, когда они были неожиданно остановлены, а добыча из других скважин ограничивалась вследствие высокого содержания песка в продукции.

Считается, что вынос песка связан с новым интервалом, на который недавно были закончены скважины, и изменениями условий добычи.

Внедрение стационарной скважинкой системы предотвращения выноса пластового песка для решения краткосрочных проблем может оказаться не оправданным из-за высоких прямых расходов и потерь в добыче из-за простоев, а также в связи с необходимостью осуществления буровых операций и потенциальным ухудшением продуктивности скважин.

Решение проблемы заключалось в отделении выносимого песка от добываемой жидкости на поверхности.

Размер зерен песка, мм.

Песок собирается внизу циклона в виде нисходящего потока и под действием силы тяжести сбрасывается в аккумуляторную емкость.

Первоначальная технология работы циклона может быть легко приспособлена к однофазной сепарации: песок - газ, песок -жидкость или вода - нефть.

В качестве добавки, «повышающей проницаемость», применяли песок.

В зарубежной и отечественной практике также применяются химические методы предотвращения выноса песка в скважины, которые основаны на использовании эпоксидных, фурановых, фенольных и фенолформальдегидных смол, а также смеси их с песком.

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; уменьшить обводненность добываемой продукции при сохранении общих отборов из скважины.

); жидкость - носитель гравия (нефть вязкостью 0,2-0,3 Па-с); гравий - песок кварцевый окатанный по ТУ 39-989-84 с размером частиц от 0,3 до 1,6 мм.

В скважинах с низкими пластовыми давлениями (ниже гидростатического) и при эксплуатации которых отмечался длительный вынос песка, что обусловило образование каверны в заколонном пространстве, проводят предварительное закачивание песка в каверну с целью ее заполнения (до восстановления циркуляции).

Первая технологическая схема предусматривает продавливание всего объема полимерного состава в заколонное пространство скважины (без оставления полимерного моста внутри колонны) двумя методами: консолидацией пластового песка (составы № 2 и 3), обеспечивающей связывание рыхлых пород пласта и сохранение при этом достаточных прочностных и фильтрационных свойств призабойной зоны; созданием искусственного заколонного фильтра (составы № 1, 4 и 5), образующегося после вымыва из отвержденного состава растворимого наполнителя.

Крепление призабойной зоны скважин методом консолидации пластового песка осуществляют в следующей последовательности: при открытом затрубном пространстве закачивают в НКТ полимерный состав и продавливают его нефтью из расчета заполнения им эксплуатационной колонны в интервале перфорации, закрывают затрубное пространство и продавливают весь состав в пласт (продавливание прекращают после закачивания всего состава в пласт либо при повышении давления в затрубном пространстве до значения допустимого давления на эксплуатационную колонну); проводят обратную промывку нефтью или жидкостью для глушения скважины в объеме, равном двум объемам НКТ (при этом при необходимости, удаляют из скважины избыточный объем полимерного состава); оставляют скважину при избыточном давлении на пласт 3-5 МПа для отверждения состава в течение 24 ч; после отверждения состава при необходимости проводят разбуривание полимерного материала в колонне до забоя и определяют проницаемость созданного фильтра путем закачивания в пласт пластовой воды или нефти, осуществляют вызов притока жидкости из пласта плавным запуском скважины.

После крепления она работала более 1,5 лет без выноса песка с сохранением приемистости по пару.

Все три после крепления работали без выноса песка.

Гравий - песок кварцевый окатанный

За 4 года коксование проведено в девяти скважинах, суммарное ограничение выноса песка составило 11,23 м3/год.

Для этого вместо перфорации колонну на поверхности оборудовали магниевыми заглушками, которые после спуска колонны растворяли в соляной кислоте, обеспечивая гидравлическую связь скважины с пластом и эксплуатацию скважины без выноса песка.

В качестве наполнителей можно применять керамзитовый песок, гранулированную пемзу и другие материалы, обладающие открытой пористостью.

1) где G, V - потребное количество компонентов состава, соответственно, в т и м3; YP> YD ~ объемная масса соответственно цементно-карбонатного бетона и песчаной пробки, т/м3; а - коэффициент, учитывающий изменение объемного веса породы по отношению к пластовым условиям, может быть принят равным 0,89; К - коэффициент возмещения; d - диаметр эксплуатационной колонны, м; ХЯ - суммарная мощность пробки за период эксплуатации рассматриваемого объекта, м; ZQ ~ суммарная добыча флюида, м3; g - количество выносимого песка в единице объема жидкости, т/м3.

Исходными компонентами состава являются: портландцемент тампонажный; карбонатный песок (фракция 0,5-5,0), содержащий СаСО3 не менее 90 %; кислота соляная синтетическая, техническая по ГОСТу; нефть по ГОСТу 9965-76; вода техническая (пресная или морская); чистый и однородный кварцевый песок (фракция 0,5-0,85).

Фракционированный карбонатный песок, являющийся активным наполнителем, берется в соотношении от двух до трех весовых частей по отношению к твердой фазе компонентов.

Нефть-песконоситель берется по весу песка в соотношении 3:1.

Песок кварцевый (фракция 0,5-0,85) является инертным наполнителем и закачивается в количестве, равном 0,61-0,8 объема выработки.

При наличии в пласте значительной выработки проводится стабилизация призабойной зоны кварцевым песком при помощи нефти-песконосителя, одновременно выполняющей роль буферной жидкости.

Наличие в период освоения некоторого количества песка в струе жидкости и на забое скважины не является отрицательным показателем.

Ф - угол внутреннего трения для пород типа КС, насыщенных нефтью, равный 41,5°; г| - коэффициент снижения горного давления, вычисленный по данным гидравлического разрыва пластов в Азербайджане, в среднем равен 0,7; L - глубина скважины, м; у - удельный вес жидкости с песком, принимаемый равным 1,0 г/см3; г - радиус скважины, м; R - радиус закрепленной части выработки, м; РЗ - забойное давление, равное 0,1 МПа.

32) образцов в зависимости от количества песка в смолообразующем составе и прочности смолопесчаного образца на сжатие после затвердения.

С увеличением в смоле количества гранулированного песка (фракция 0,4-0,8 мм) проницаемость возрастает и достигает 400 мкм2 при содержании песка 200 г/л, а прочность на сжатие уменьшается.

Высокая прочность на сжатие позволяет создавать в скважинах депрессии на пласт значительно выше чем до обработки и получать такие же де-биты, но при отсутствии выноса песка.

Зависимость проницаемости knf и прочности асж смолопесчаного образца от количества песка в смеси У„

В результате лабораторных исследований установлено, что вспененная смола обладает проницаемостью 300-500 мкм2 и скрепляет Пластовым 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 0,8-1,7 МПа.

Высокая механическая прочность на сжатие согласуется с высокой устойчивостью обработанных вспененной смолой песков размыву потоком фильтрующейся жидкости.

Перед обработкой скважины наблюдался значительный вынос песка и до 12 % воды, скважина не фонтанировала, в НКТ образовалась песчаная пробка и произошел прихват НКТ.

Через месяц произвели изоляцию пластовой воды цементным молоком, однако освоить скважину не представлялось возможным из-за выноса значительного количества песка и воды.

Обработка призабойной зоны скважины вспененной смолой позволяет проводить крепление рыхлых не сцементированных 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.

на Анастасиевско-Троицком месторождении работы по креплению рыхлых пород карбамидной смолой не решили полностью проблему борьбы с выносом песка.

В призабойной зоне смола скрепляет несцементированную породу (песок) в прочную проницаемую массу, образуя фильтр.

736 и 785, осложненных большими кавернами, показали эффективность ступенчатого крепления призабойной зоны без предварительного намыва песка в каверну.

Наилучшие результаты крепления рыхлых песков в лабораторных условиях были получены при следующих соотношениях компонентов (табл.

Проведение исследований смолообразующего состава смоляных сланцевых фенолов ССФ, рекомендованных для промышленного применения, показало, что этот состав хорошо связывает кварцевые пески в прочную проницаемую массу.

Предел прочности при сжатии нефте- и водонасыщенных сцементированных песков колеблется в пределах 3,0-2,9 МПа.

Скрепленные пески не размываются потоком фильтрующейся жидкости при градиентах давления 0,5-0,7 МПа, в то время как пески нефтеносных объектов разрушаются при градиентах 0,002-0,1 МПа.

Причем, если пески нефтяных пластов при достижении критического градиента разрушаются с полной потерей связей между частицами (рассыпаются), то у искусственно сцементированных смолообразующим составом песков разрушаются лишь отдельные узкие участки, а весь массив сохраняется.

216 дебит ее увеличился от 10 до 12,8 т/сут, вынос песка прекратился, работа скважины стабилизировалась.

При разработке нефтяных месторождений термическими методами одним из перспективных способов борьбы с выносом песка является крепление призабойной зоны способом коксования нефти.

Номер Продолжительность Количество Основные показатели обработок Продолжительность Дебит скважины, т/сут скважины эффекта, мес закачанного песка, т Расход воздуха, тыс.

Проблема борьбы с песком с применением смол серьезно осложняется их дефицитностью.

Каждый нагревательный элемент (а их всего три) представляет собой стальную 11 -мм трубу, внутри которой в кварцевом песке или плавленой окиси магния запрессована спираль из нихромовой проволоки.

Один из распространенных видов аварий в условиях бакинских промыслов - прихват песком колонны насосно-компрессорных или бурильных труб.

Если прихваченную песком колонну не удается освободить расхаживани-ем, промывкой или продавливанием пробки жидкостью при помощи цементировочных агрегатов, то аварийные трубы поднимают по частям.

Способ выноса песка при эксплуатации скважинного фильтра/ Ю.




Главный редактор проекта: Мавлютов Р.Р.
oglib@mail.ru