МДК 01.02 «Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Курсовая работа на тему: Пескопроявление на скважинах: причины и методы борьбы.
advertisement
Государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение Астраханской области «Астраханский государственный политехнический колледж» (ГБПОУ АО «АГПК») МДК 01.02 «Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Курсовая работа на тему: Пескопроявление на скважинах: причины и методы борьбы. Выполнил: ст. гр. РЭМ – 542 Мурадов .Т.Н Проверил: Кривобок М.Ю. Астрахань 2024 1 Оглавление Введение.................................................. ..................................................3 Глава 1. Проблема пескопроявления.............4 1.1. Анализ известных представлений по проблеме пескопроявления – факторы возникновения, стадии развития и обусловленные ими осложнения..........................4 1.2. Исследование методов и технологий управления осложнениями, обусловленных пескопроявленияи..............................................................8 Глава 2. Средства и методы борьбы с пескопроявлениям скважин................................15 2.1. Механические и химические способы................................15 Заключение.............................................................................................................30 Список использованных источников и литературы...........................................31 2 Введение Актуальность темы состоит в том, что осложнения при добыче на этапе истощения месторождений – важнейший элемент технологии эффективной добычи. Изучение природы осложнений от возникновения до развития, исследование факторов, порождающих осложнения – принципиальная задача работы. Пескопроявление – наиболее распространенная проблема для формирования задачи управления осложнениями на истощенных месторождениях. На нефтяных залежах пескопроявление является причиной, приводящей к значительному количеству подземных и капитальных ремонтов и часто выводящей скважины из эксплуатации. Наиболее распространённые осложнения, связанные с выносом песка – пробкообразование в добывающих скважинах, в том числе оборудованных электроцентробежными насосами, обрушение кровли пласта, эрозия внутрискважинного оборудования, отложение песка в выкидных линиях и другом наземном оборудовании. На устранение данных осложнений затрачиваются значительные трудовые и материальные ресурсы. Постановка и решение задач снижения пескопроявлений для месторождений ской представляет большой интерес, как с научной, так и с практической точки зрения в связи с завершающим этапом их разработки. 3 Глава 1. Проблема пескопроявления 1.1. Анализ известных представлений по проблеме пескопроявления – факторы возникновения, стадии развития и обусловленные ими осложнения Проблеме пескопроявлений посвящено большое количество работ и научных трудов. Анализ источников [3-10] показывает, что пескопроявление – многофакторная и многоэлементная сложноустроенная техническая система, включающая: - причинно-следственные связи, с помощью которых пескопроявление описывается как явление, существующее в определённом временном интервале – от момента зарождения и периода развития до некоторой критической стадии; - причинно-следственный подход предполагает установление причин возникновения пескопроявления, а также факторов развития вплоть до наступления критических стадий; - на основе причинно-следственного подхода строится модель пескопроявления, в которой систематизируются факторы и элементы сложной системы; - моделирование пескопроявления может быть выполнено на двух уровнях – обобщённая модель и детализированная модель, привязанная к условиям конкретного месторождения. Задача управления процессами пескопроявления решается на основе вышеописанных методов и включает в себя такие элементы, как прогнозирование пескопроявления и эффективные методы воздействия на фазы пескопроявления с целью снижения негативных последствий. На рисунке 1.1 представлена схема пескопроявления как целостного явления, с характерными стадиями жизненного цикла – предпосылки зарождения, механизмы появления и развития. Рисунок 1.1 – Схема пескопроявления как целостного явления с характерными стадиями жизненного цикла 4 Исследование причин зарождения и механизмов развития пескопроявления необходимо с точки зрения решения задачи прогнозирования этого явления. В этом ключе рассмотрим более подробно проблему пескопроявления на основе анализа литературных данных. Анализ причин возникновения пескопроявлений. Относительно причин возникновения пескопроявлений существуют разные точки зрения. В исследованиях, связанных с обоснованием технологии крепления слабосцементированных песчаников в призабойной зоне нефтяных и газовых скважин химическим способом, показано, что имеет место избирательный характер разрушения слабосцементированных песчаников, обусловленный образованием высокопроницаемых каналов вдоль трещин, развитых в продуктивном пласте по вертикали и вдоль плоскостей напластования слойков. Исследования подтверждают, что при выносе частиц породы из пласта в процессе эксплуатации скважин в призабойной зоне пласта (ПЗП) образуются высокопроницаемые каналы различной ширины и длины вдоль трещин и плоскостей напластования (рисунок 1.2), по которым фильтруется основная масса газа и пластовой воды. а – образование высокопроницаемых каналов в призабойной зоне пласта, полученное в результате анализа работы скважин; б – разрушение терригенных девонских песчаников из обнажений коренных пород; 1 – слабосцементированный песчаник; 2 – тектоническая трещиноватость; 3 – высокопроницаемые каналы в песчанике Рисунок 1.2 – Схема разрушения призабойной зоны пласта 5 В материалах совещания по рассмотрению результативности геолого-технических мероприятий (ГТМ) на фонде скважин ОАО «Газпром» (г. Кисловодск) [7] по направлению ликвидации пескопроявлений – технологии вывода скважин из бездействия, приводятся такие причины и факторы пескопроявлений как: - слабосцементированный коллектор; - вязкость пластового флюида; - скорость движения частиц флюида в пласте;14 - депрессия; - напряжения в призабойной зоне пласта; -загрязнённость призабойной зоны пласта. Наряду с указанными факторами в своей работе «Роль интеллектуальных скважин в осуществлении контроля над пескопроявлением» Бабазаде Э.М. [8] указывает, что механизмами, вызывающими отделение песка от основной породы коллектора и его дальнейший вынос, могут быть: - превышение максимально-допустимой депрессии на забое; - прорыв воды; - истощение пласта; - аномальное распределение вертикальных и горизонтальных стрессов в пласте; - частые изменения перепадов давления на забое как результат внезапных и частых остановок скважины. В работах, связанных с исследованием и разработкой техники, технологии заканчивания скважин с неустойчивыми коллекторами [9], предложена классификация причин разрушения коллектора и выноса песка с разделением их на три основные группы, исходя из условий возникновения: геологические (особенности залегания пласта-коллектора, литология), технологические (условия вскрытия пластов и эксплуатации скважин) и технические (конструкция забоя). Характеристика вышеуказанных основных групп состоит в следующем: 1. Геологические факторы: глубина залегания пласта и пластовое давление; горизонтальная составляющая горного давления; степень сцементированности породы 6 пласта, её уплотненность и естественная проницаемость; характер добываемого флюида и его фазовое состояние; характеристика пластового песка (угловатость, глинистость); внедрение подошвенных вод в залежь и растворение цементирующего материала; продолжительность выноса песка.15 2. Технологические факторы: дебит скважины; величина репрессии и депрессии на пласт; ухудшение естественной проницаемости (скин-эффект); фильтрационные нагрузки и нарушение капиллярного сцепления песка. 3. Технические факторы: конструкция забоя; поверхность забоя, через которую происходит фильтрация (интервал вскрытия пласта, открыты или закупорены перфорационные каналы и т.д.). Наряду с этим, специалисты Корпоративного научно-технического центра ОАО «НК «Роснефть» (г. Москва) [10] указывают на то, что причины выноса песка (рисунок 1.3) также могут быть разделены на три группы. Рисунок 1.3 – Причины выноса песка На завершающей стадии эксплуатации месторождений вопрос о выборе рационального технологического решения напрямую зависит от экономических 16 показателей. В условиях пескопроявления критерий экономической целесообразности технологий должен учитывать всю гамму последствий применяемых решений. На рисунке 1.4 приведены основные последствия выноса 7 песка. Рисунок 1.4 – Последствия выноса песка Необходимо отметить, что в большинстве случаев, попытки борьбы с сильным выносом песка в течение жизни скважины экономически непривлекательны и нецелесообразны. 1.2. Исследование методов и технологий управления осложнениями, обусловленных пескопроявленияи 1.2.1 Классификации методов борьбы с пескопроявлениями Существует ряд методов и технологий управления осложнениями, обусловленных пескопроявлениями. В работе Тананыхина Д.С. «Обоснование технологии крепления слабосцементированных песчаников в призабойной зоне нефтяных и газовых скважин химическим способом» 6отмечено, что крепление песчаников ПЗП является наиболее рациональным способом борьбы с пескопроявлениями. Для этого на практике применяют химические, физико-химические, механические способы и их комбинации [7]. Ниже приведена классификация современных способов борьбы с выносом песка из продуктивных пластов (рисунок 1.10). 8 Механические методы наиболее просты и доступны, и поэтому получили наибольшее распространение. К ним относится оборудование нефтяных скважин противопесочными фильтрами различных конструкций. Химические методы основаны на искусственном закреплении горных пород различными вяжущими веществами (в основном полимерного типа). Работы в этом 24 направлении в нашей стране были начаты ещё в 1948 году на Бакинских промыслах, значительное развитие они получили и в Краснодарском крае Рисунок 1.10 – Классификация современных способов борьбы с выносом песка из продуктивных пластов К физико-химическим также относятся методы закрепления коллекторов путём коксования нефти в призабойной зоне в результате её полимеризации. В статье «Опыт борьбы с пескопроявлениями при эксплуатации скважин Анастасиевско-Троицкого месторождения Краснодарского края» [7] описан опыт борьбы с пескопроявлениями при эксплуатации скважин Анастасиевско-Троицкого месторождения Краснодарского края. Прослежена взаимосвязь между осложнениями при эксплуатации скважин, вызванных пескопроявлениями, и методами борьбы с указанными осложнениями. Так, показано, что основным методом крепления призабойной зоны пласта до 2006 года являлся, намыв песчано-гравийного фильтра фракцией 25 0,8-1,2 мм с последующим оборудованием забоев эксплуатационных скважин противопесочными проволочными фильтрами (ППФ). Эта технология показала достаточно высокую эффективность при эксплуатации скважин, позволила увеличить отборы 9 жидкости и достижения дебитов более 100 тонн в сутки. Однако, с увеличением скорости подъёма нефтяного слоя из-за разработки одновременно нефтяной залежи и газовой шапки, приходилось периодически (до двух раз в год) осуществлять перенос фильтра вверх, вслед за движением нефтяного слоя. Следующий интервал перфорации попадал в интервал размещения пакера ППФ. Поэтому требовалось извлечение противопесочного фильтра, приводящее к трудоёмким и дорогостоящим работам по ликвидации его прихвата и последующим работам по установке нового ППФ. В связи с этим начали использовать технологию крепления ПЗП с использованием полимеризированного проппанта в зависимости от остаточной толщины нефтенасыщенного слоя. Основными этапами при выборе технологий заканчивания скважин [10] являются: 1. Корректный отбор керна и представительный анализ на гранулометрию. 2. Выбор типа технологии (оборудования) и его характеристик. 3. Оценка продуктивности скважины. 4. Оценка влияния технологии заканчивания на продуктивность и работу скважины. 5. Оценка рисков. 6. Расчёт экономической эффективности применения технологии. При этом необходимо отметить, что исследований размеров частиц песка явно мало для описания характеристик пород-коллекторов [8]. Схема методов борьбы с пескопроявлениями, представленная на рисунке 1.11, является более подробным инструментом с учетом вариантов классификации методов борьбы с пескопроявлениями. 10 Рисунок 1.12 – Методы борьбы с пескопроявлениями Раздел 2. Расчетно-техническая часть проекта 2.12 Методы борьбы с пескопроявлением Существующие методы борьбы с пескопроявлением можно подразделить на использование механических средств, создающих сводовый эффект (намывные гравийные фильтры), и средств, укрепляющих породу пласта (закачка химических реагентов и др.). Более эффективны методы борьбы с пескопроявлениями, в основе которых лежит принцип предотвращения выноса песка в скважину. Наиболее простым решением для данного метода является ограничение отборов жидкости из скважины, позволяющий уменьшить поступление песка в скважину, но при этом резко сокращаются дебиты нефти. К наиболее простым, рациональным и доступным относят механические методы. К ним относят оборудование нефтяных скважин противопесочными фильтрами различной конструкции. Противопесочные фильтры подразделяются на: Проволочные Сетчатые Гравийные Гравитационные 11 Основными параметрами фильтра, определяющими размер выносимых частиц, являются, при прочих равных условиях, размер и форма фильтрационных отверстий, и геометрия элементов фильтрующей оболочки. Размеры проходных отверстий зависят от фракционного состава песка и формы отверстий фильтра. Анализ работы противопесочных фильтров, отечественных и зарубежных разработок, показал, что он должен удовлетворять следующим требованиям: 1. обладать необходимой механической прочностью и достаточной устойчивостью против коррозии и эрозионного воздействия; 2. обеспечить создание надежной гидродинамической связи с пластом и суффозийную устойчивость пород в призабойной зоне; 3. позволять проводить механическую и химическую очистку фильтра без из влечения его из скважины; Проволочный фильтр. Проволочный фильтр представляет собой специальную проволоку с 44особым профилем, намотанную на каркас. Такой вариант предпочтительней дырчатых и щелевых фильтров с сеткой, поскольку толщина проволоки намного больше, что обеспечивает конструкции более длительный срок службы. Качественный фильтр должен быть прихвачен сваркой во всех точках касания с каркасом. Его пропускная способность напрямую зависит от формы сечения и шага проволоки. Достоинства проволочных фильтров для скважин. Надежная и эффективная конструкция все элементы - труба с отстойником, рабочая поверхность и проволока изготовлены из однородного металла. Комплекс, изготовленный из нержавеющей, стали создает все предпосылки для эксплуатации его десятки лет. Недостатки проволочных фильтров для скважин. Сложность очистки фильтрующих элементов от скапливающихся на его поверхности загрязнений, часто закупариваются мелкими частицами при добыче. 12 Сетчатые фильтры. Сетчатые фильтры состоят из дырчатой трубы-каркаса, обмотанной продольными рядами или по спирали проволокой диаметром 2–5 мм с шагом в 10–25 мм с тем, чтобы сетка не прилегала плотно к каркасу. Сетки для скважинных фильтров классифицируются по своей конфигурации. Они могут быть с квадратной ячейкой, многослойной (киперной) или сложной формы (галунной). Первые два вида применяются в гравийных песках и крупнозернистых грунтах. Третий тип сеток используется в породах средней и мелкой зернистости. Необходимый размер ячейки подбирается по результатам определения размеров фракций. В случае локального повреждения одной или нескольких ячеек, то только в этом месте в скважину попадут крупные частицы. В остальных местах она будет функционировать нормально. Сетчатый фильтр изготовить значительно проще и потому они значительно дешевле. Качественное изделие из нержавеющей стали, и хорошая отсыпка фильтра служит в течение 30-50 лет. Такие изделия из нержавейки отличаются хорошей эксплуатационной характеристикой и могут изготавливаться самостоятельно. Нержавеющая сетка в купе с нержавеющим проволочным крепежом может состоять из нескольких слоев. Достоинства сетчатого фильтра для скважины. Можно спускать на нужную глубину и изготавливать на месте обустройства скважины без специальной квалификации. Их легко извлекать из ствола для ремонта. Локальный разрыв сетки не столь опасен для скважины. Недостатки сетчатого фильтра для скважины. Изготавливаются их дорогих металлов и обладают высокой сопротивляемостью, что отрицательно влияет на дебит, материалы. Сетчатые фильтры изготавливаются из латуни, капроновых или лавсановых нитей, стеклоткани. Металлическая сетка. Ее недостаток в том, что прутья такой сетки могут быть деформированы (помяты) при монтаже конструкции. Это нарушит процесс нормального прохождения воды внутрь фильтрационной колонны. Преимущество же заключается в сравнительной легкости очистки ячеек от песка. 13 Гравитационный фильтр. Применение гравитационных фильтров Гравитационные фильтры отличаются размерами проходных отверстий. Основаны на принципе гравитации пород, расположенных в зоне проходных отверстий. Порода же в проходных отверстиях, располагаясь под углом, не препятствует проникновению воды внутри фильтра. Применяются подобные конструкции в песчаных почвах, с размером частиц до 0,25 мм. Достоинства гравитационных фильтров для скважины. -качественная очистка воды; - возможность доставки гравийного материала по межтрубному пространству в фильтровую зону; - возможность устройства гравийной прослойки непосредственно в скважине; - дополнительная опора для удержания стенок ствола от обрушения.Недостатки гравитационных фильтров для скважины Сложность подбора одноразмерного гравия.Проблема доставки гравия двойной обсыпки в фильтровую зону на глубину более 100 метров. Гравийные фильтр. Наиболее эффективный и перспективный механический способ предотвращения пескопроявлений. Сущность технологии заключается в следующем. Скважина бурится и крепится до кровли продуктивного горизонта, после чего продуктивный пласт вскрывается долотом меньшего диаметра. После этого производится расширение ствола скважины в продуктивном интервале, спуск фильтра с учётом перекрытия продуктивного интервала и закачка гравия (крупнозернистого отсортированного кварцевого песка) в расширенный интервал между пластом и флюидом. Очень дорогой метод борьбы с пескопроявлением по сравнению с сетчатыми и проволочными фильтрами. Применение гравийных фильтров обусловлено следующими преимуществами: 1.Малый градиент гидравлического сопротивления по толщине фильтра и низкая интенсивность кольматационных процессов; 2.Малое сопротивление каркаса фильтра вследствие возможного 14 увеличения размеров отверстий в 6-10 раз; 3.Простота конструкции, равномерные свойства по длине и толщине, равномерный приток по длине фильтра; 4.Высокая проницаемость гравия в сравнении с песком продуктивного пласта, отсутствие тупиковых опор; 5.Неограниченная поверхность фильтрации и любая форма заполнения гравием каверны. Крепление призабойной зоны. Ещё одним из наиболее эффективных методов является крепление 47призабойной зоны. Данный метод применяется с использованием вяжущих материалов осуществляют методом консолидации пластового песка, заполнением заколонного пространства (каверн) растворами, после отверждения которых образуется проницаемый пласт. При наличии в призабойной зоне скважины каверны (выработки) ее перед креплением заполняют отсортированным кварцевым песком. Глава 2. Средства и методы борьбы с пескопроявлениям скважин 2.1. Механические и химические способы В настоящее время в нефтегазопромысловой практике для борьбы с выносом песка из скважин применяют два метода, в частности, механические и химические. Механические способы предотвращения разрушения продуктивного пласта основываются на экранировании зоны разрушения за счёт установке в скважине различного рода фильтров или их образования предотвращения в призабойной разрушения зоне продуктивного путём пласта намывки. Химические основываются на способы закачке в продуктивный пласт химических реагентов, обладающих цементирующими свойствами, в результате чего происходит искусственное закрепление рыхлых песков в призабойной зоне. Механические способы целесообразно использовать в следующих случаях: - скважины имеют очень плотную перфорацию; - коллектор в основном сложен глинизированными песками; - колонна вблизи или по всему продуктивному интервалу находится в плохом состоянии; - некачественное цементирование колонны; - невысокие забойные давления; 15 - незначительные остаточные запасы природных углеводородов, и как следствие нецелесообразность применения химических методов крепления. Химические способы целесообразно использовать в следующих случаях: - небольшой интервал перфорации (не превышает 3 м); - отсутствие условий выноса песка с наличием каверн или зон глубокого раздренирования пластов; - скважина расположена в зоне ограниченного выноса песка; - песок хорошо отсортирован с хорошей вертикальной проницаемостью. На основании зарубежного и отечественного опыта применения методов предотвращения и борьбы с выносом песка из добывающих скважин, установлено, что эффективность работ в этом направлении гораздо выше на газовых скважинах, чем на нефтяных (см. таблицу 3). Таблица 3. Категорийность скважин по эффективности работ по борьбе с выносом песка Эффективность работ по категориям, Скважина % I II III Газовая 78,8 5,5 15,7 Нефтяная 66,4 8,1 25,5 К первой категории относят скважины: - работавшие с выносом песка, которой прекратился после проведения мероприятий по борьбе с его выносом; -работающие без выноса песка при дебитах, приводящих к выносу его из незащищенных скважин в идентичных условиях; - работающие без выноса песка из данного объекта, где его вынос отсутствовал и по остальным скважинам. Ко второй категории можно отнести скважины, работающие с допустимым содержанием песка в добываемой скважинной продукции. К третьей категории относятся скважины, заполненные песком, с закупоренной ПЗП, но чистым забоем или скважины, в которых эффект борьбы с выносом был кратковременным. На рисунке 5 представлены принципиальные схемы борьбы с выносом песка из добывающих нефтяных и газовых скважин за счёт установки щелевых фильтров (рис.5 а, б), закачки химических реагентов (рис.5 в, г), схемы, приведенные на рисунке 5д и 5е, соответствуют исходному состоянию забоя скважины. 16 Рассмотрим некоторые способы механической борьбы с выносом песка. Наибольшее распространение получили так называемые блочные скважинные фильтры следующих конструкций: проволочные, щелевые, подвесные гравийные, металлокерамические, многослойные песчаные и т.д. Рисунок 5. Принципиальные схемы борьбы с выносом песка: 1 - обсадная колонна; 2 - цементный камень; 3 - мелкозернистый песок; 4 - гравий или крупнозернистый песок, 5 - щелевой фильтр; 6 - прорези или щели; 7 - перфорационное отверстие, забитое песком; 8 - пластовый песок; 9 - щелевой фильтр; 10 - каналы, забитые обломками перфорации; 11 - гравийная набивка; 12 - каналы, забитые глиной из бурового раствора, 13 - канал, конец которого забит пластовым песком; 14 - работающие каналы, 15 рыхлый песок; 16 - пластовый песок, закрепленный химическим путём; 17 - канал, частично забитый во время обработки; 18 - забитые перфорационные каналы; 19 - работающая зона; 20 - предварительно приготовленный крупнозернистый песок; 21 - забитые каналы; 22 высокопроницаемый песчаный фильтр; 23 - низкопроницаемая корка на поверхности фильтра Проволочные, щелевые, подвесные гравийные фильтры наиболее распространены в промысловой практике из своей доступности и простоты. На рисунке 6 приведены распространенные щелевые фильтры, представляют собой трубу с горизонтальными или вертикальными прорезями. Размеры щелей и зазоры проволочной обмотки для забойных фильтров определяются по результатам ситового анализа пластового песка, и они должны быть в два раза больше диаметра зерен, масса которых составляет 10 % от всей массы песка. Горизонтальное расположение щелей менее способствует деформация по вертикали, но при извлечении фильтра на поверхность снижается его прочность при натяге и при изгибах они подвержены большей деформации. 17 Применение щелевых хвостовиков поверхность, коррозии и эрозии ограниченно металла, из-за поскольку меньшей фильтрационной изготовляются обычно из низкоуглеродистой стали. Рисунок 6. Фильтры с различным расположением щелей: а - неступенчатое; б - ступенчатое; в - комплексное ступенчатое; г - горизонтальное Устранение указанных выше недостатков проволочных фильтров с обмоткой Конструктивно фильтры могут быть по достигается, например, перфорированной трубе выполнены желобковыми, применением (см. рисунок ребристыми 7). или полносварными. Рис. 7. Фильтр с проволочной обмоткой На фильтрах данной конструкции проволока укладывается по специально нарезанным в виде резьбы канавкам на теле перфорированной металлической трубы. Эта проволока изготавливается из прочного материала обладающего повышенной стойкостью к коррозионному и абразивному износу. При использовании проволочных фильтров с желобковым, ребристым или полно сварным корпусом используется проволока меньшего диаметра. Фильтры указанной конструкции изготовляются без намоточных канавок. Подвесные гравийные фильтры конструктивно выполнены следующим образом. Такой фильтр состоит из внешнего и внутреннего щелевых каркасов, и гравийной набивки. Основной их недостаток – невысокая прочность, быстрая закупорка фильтров глинистой коркой и т.п. Все вышеперечисленные фильтры монтируются на конце НКТ и устанавливаются напротив перфорированного интервала продуктивного пласта. 18 Рассмотрим ещё один способ борьбы с выносом песка из эксплуатационной скважины – это намыв гравийных фильтров. Сущность данной технологии заключается в том, что первоначально производят, намыв гравийных фильтров внутри обсадной колонны или в открытом забое скважины с последующей установкой гравийно-щелевых фильтров. Намыв гравийного фильтра внутри обсадной колонны проводят в два этапа. На первом этапе в высокопроницаемый гравий задавливается в перфорационные каналы через обсадные трубы и цементный камень, после этого на втором этапе гравий намывают в кольцевой зазор между обсадной колонной и спущенным в скважину перфорированным хвостовиком, или фильтром щелевого типа. Намыв гравия осуществляют до создания его резервного объёма над фильтром, т. е. до создания гравийного затвора. Закачка гравия осуществляется через НКТ с последующим уплотнением гравийной набивки за счёт создания повышенного давления и расхаживания колонны НКТ. Оставшийся в стволе скважины излишек гравия вымывается и на забой спускается фильтр щелевого или проволочного типа. При закачке гравия через НКТ с открытым концом под действием высокого давления находится вся обсадная колонна и в случае её низкого качества необходимо устанавливать пакер над интервалом перфорации. Оборудование, необходимое для намыва гравия, состоит из башмака, фильтра для продуктивного интервала, надфильтровой трубы, сигнального фильтра, фонарей- центраторов, пакера для подвески фильтра, перепускного устройство (кроссовера) и промывочной трубы. Надфильтровая неперфорированная труба разделяет фильтр продуктивного пласта и сигнальный фильтр и предназначена для создания гравийного затвора. Сигнальный фильтр предназначен для ограничения высоты намыва гравия в кольцевом зазоре между обсадной колонной и фильтром продуктивного интервала. По мере заполнения зоны фильтра гравием давление закачки на поверхности возрастает, и жидкость поступает через сигнальный фильтр обратно, что свидетельствует о завершении процесса намыва гравия. Центраторы установленные на корпусе фильтра обеспечивают равномерную толщину гравийного слоя вокруг фильтра. Пакер смонтированный в верхней части оборудования для гравийного фильтра обеспечивает перекрестный намыв гравия через кроссовер и предохраняет гравийный затвор от размыва потоком жидкости в кольцевом зазоре между колонной и фильтром. В комплексе с посадочными ниппелями лифтовой колонны пакер может выполнять роль эксплуатационного пакера лифтовой колонны. Кроссовер предназначен для перекрестного намыва гравия и обеспечивает поступление сверху по рабочим трубам жидкости с гравием в затрубное пространство под пакер, а выходящую наверх из промывочной трубы чистую жидкость направлять в затрубное пространство над пакером. Промывочная труба установлена внутри фильтра, и позволяет осуществлять движение обрабатывающих жидкостей по всему интервалу 19 перфорации. Очистка перфорационных каналов обычно производится прямой промывкой или импульсной обратной промывкой. Принципиальная схема намыва гравия в скважине приведена рисунке 8. При реализации метода размыва гравия заданное количество гравия закачивается и осаждается на забое скважины. Далее опускают фильтр и хвостовик с промывочной трубой и циркуляционным башмаком и в ходе прямой промывки, фильтр спускается через размываемый гравий до заданной глубины (рис. 8, а). При реализации намыва гравия методом обратной циркуляции, первоначально на забой опускают фильтр с хвостовиком, в интервал перфорации и затем производят обратной циркуляцией намыв потребного количества гравия в кольцевом зазоре вплоть до сигнального фильтра (рис.8, б). Методом перекрестного намыва (рис. 8, в) завершается представленный процесс борьбы с выносом песка из скважины. Рисунок 8. Принципиальные схемы намыва гравия: а - прямой размыв; б - обратная циркуляция; в - перекрестный намыв; 1 - промывочная труба; 2 - фильтр продуктивного интервала; 3 - сигнальный фильтр; 4 – пакерикроссовер Рассмотрим некоторые химические методы борьбы с выносом песка из скважины. Сущность закачки песчано-жидкостных смесей заключается в том, что приготовленная на дневной поверхности смесь жидкости с химическим реагентом закачивается в скважину, образуя в интервале перфорации внутри ствола скважины и в призабойной зоне прочную проницаемую массу. После разбуривания образовавшейся в стволе скважины пробки из сцементированного материала скважину можно ввести в эксплуатацию. 20 Рисунок 9. Схема укрепления призабойной зоны песчано-жидкостной смесью: 1 - цементное кольцо; 2 - лифтовые трубы; 3 - зацементированный песчаный пассив; 4 несцементированный пласт; 5 - зона выбуривания из ствола скважины сцементированного материала В качестве песчано-жидкостной смеси используются: - цементный раствор, составными элементами которого были тампонажный цемент и вода с водоцементным фактором, равным 0,5. Метод эффективен при значительном разрушении призабойной зоны и высоких темпах выноса песка, в сильно обводненных и высокодебитных скважинах; - песчано-жидкие смеси на основе полимеризующихся смол с активатором (ускорителем реакции). Рассмотрим укрепление призабойной зоны скважины с использованием смол различного типа. Наибольшее распространение в промысловой практике нашли фенолформальдегидные, эпоксидные и другие смолы, а также фенолспирты. Эти смолы имеют малую вязкость в жидком состоянии, что обеспечивает значительную глубину проникновения в пласт, разделятся в пористой среде на твердую и водяную фазы и хорошо смачивать песчаную поверхность. Смола, попадая в пласт, покрывает частицы песка и при затвердении их цементирует. Водная фаза, которая занимает поровое пространство, удаляется затем при освоении скважины. Рассмотрим технологию крепления призабойной зоны пласта с помощью составов эпоксидных соединений, включающих в себя эпоксидную смолу, растворитель и отвердитель. При закачке такой композиции в пласт протекает реакция отвердения, в результате чего первоначально образуется жидкая смола и далее при контакте с отвердителем возникает промежуточный продукт реакции. Последний менее растворим, чем сама смола, что в дальнейшем через некоторое время проводит к его выделению из раствора. Затем капли жидкой смолы укрупняются и осаждаются на зернах песка в поровом пространстве обрабатываемого интервала. Дальнейшее затвердение смолы ведет к 21 упрочнению обработанного интервала, тем самым, закрепляя песок в призабойной зоне пласта. На рисунке 10 приведена принципиальная схема процесса закрепления призабойной зоны пласта с помощью смолы. . Рисунок 10. Схема укрепления смолой призабойной зоны пласта: 1 - цементное кольцо; 2 - продавочная жидкость для вытеснения химических реагентов из скважины; 3 - жидкость для вытеснения смолы в пласт; 4 - смолообразующий раствор, 5 вторая жидкость для предварительной обработки; 6 - первая жидкость для предварительной обработки, 7 - продуктивный пласт Процесс укрепления ПЗП с помощью смолы сводится к последовательной закачке буферных жидкостей с целью предварительной обработки пласта, смолообразующего раствора и жидкости для проталкивания смолы в глубь пласта Порядок проведения процесса крепления призабойной зоны пласта следующий: - глушение скважины; - удаления песка из ствола скважины; - спуск НКТ с пакером и хвостовиком; - последовательное нагнетание на забой скважины компонентов через НКТ; - нагнетание в ПЗП спирта для осушки пласта от связанной воды; - нагнетание промежуточной (буферной) жидкости с целью изоляции смолы от спирта; - нагнетание смолообразующего раствора и его задавка в пласт продавочным раствором; - выдержка во времени для затвердевания смолы; -освоение и ввод в эксплуатацию скважины. В настоящее время в нефтегазопромысловой практике для борьбы с выносом песка из скважин применяют два метода, в частности, механические и химические. Механические способы предотвращения разрушения продуктивного пласта основываются на 22 экранировании зоны разрушения за счёт установке в скважине различного рода фильтров или их образования предотвращения в призабойной разрушения зоне продуктивного путём пласта намывки. Химические основываются на способы закачке в продуктивный пласт химических реагентов, обладающих цементирующими свойствами, в результате чего происходит искусственное закрепление рыхлых песков в призабойной зоне. Механические способы целесообразно использовать в следующих случаях: - скважины имеют очень плотную перфорацию; - коллектор в основном сложен глинизированными песками; - колонна вблизи или по всему продуктивному интервалу находится в плохом состоянии; - некачественное цементирование колонны; - невысокие забойные давления; - незначительные остаточные запасы природных углеводородов, и как следствие нецелесообразность применения химических методов крепления. Химические способы целесообразно использовать в следующих случаях: - небольшой интервал перфорации (не превышает 3 м); - отсутствие условий выноса песка с наличием каверн или зон глубокого раздренирования пластов; - скважина расположена в зоне ограниченного выноса песка; - песок хорошо отсортирован с хорошей вертикальной проницаемостью. На основании зарубежного и отечественного опыта применения методов предотвращения и борьбы с выносом песка из добывающих скважин, установлено, что эффективность работ в этом направлении гораздо выше на газовых скважинах, чем на нефтяных (см. таблицу 3). Таблица 3. Категорийность скважин по эффективности работ по борьбе с выносом песка Эффективность работ по категориям, % Скважина I II III Газовая 78,8 5,5 15,7 Нефтяная 66,4 8,1 25,5 К первой категории относят скважины: - работавшие с выносом песка, которой прекратился после проведения мероприятий по борьбе с его выносом; -работающие без выноса песка при дебитах, приводящих к выносу его из незащищенных скважин в идентичных условиях; 23 - работающие без выноса песка из данного объекта, где его вынос отсутствовал и по остальным скважинам. Ко второй категории можно отнести скважины, работающие с допустимым содержанием песка в добываемой скважинной продукции. К третьей категории относятся скважины, заполненные песком, с закупоренной ПЗП, но чистым забоем или скважины, в которых эффект борьбы с выносом был кратковременным. На рисунке 5 представлены принципиальные схемы борьбы с выносом песка из добывающих нефтяных и газовых скважин за счёт установки щелевых фильтров (рис.5, а, б), закачки химических реагентов (рис.5 в, г), схемы, приведенные на рисунке 5д и 5е, соответствуют исходному состоянию забоя скважины. Рассмотрим некоторые способы механической борьбы с выносом песка. Наибольшее распространение получили так называемые блочные скважинные фильтры следующих конструкций: проволочные, щелевые, подвесные гравийные, металлокерамические, многослойные песчаные и т.д. Рисунок 5. Принципиальные схемы борьбы с выносом песка: 1 - обсадная колонна; 2 - цементный камень; 3 - мелкозернистый песок; 4 - гравий или крупнозернистый песок, 5 - щелевой фильтр; 6 - прорези или щели; 7 - перфорационное отверстие, забитое песком; 8 - пластовый песок; 9 - щелевой фильтр; 10 - каналы, забитые обломками перфорации; 11 - гравийная набивка; 12 - каналы, забитые глиной из бурового раствора, 13 - канал, конец которого забит пластовым песком; 14 - работающие каналы, 15 рыхлый песок; 16 - пластовый песок, закрепленный химическим путём; 17 - канал, частично забитый во время обработки; 18 - забитые перфорационные каналы; 19 - работающая зона; 20 - предварительно приготовленный крупнозернистый песок; 21 - забитые каналы; 22 высокопроницаемый песчаный фильтр; 23 - низкопроницаемая корка на поверхности фильтра 24 Проволочные, щелевые, подвесные гравийные фильтры наиболее распространены в промысловой практике из своей доступности и простоты. На рисунке 6 приведены распространенные щелевые фильтры, представляют собой трубу с горизонтальными или вертикальными прорезями. Размеры щелей и зазоры проволочной обмотки для забойных фильтров определяются по результатам ситового анализа пластового песка, и они должны быть в два раза больше диаметра зерен, масса которых составляет 10 % от всей массы песка. Горизонтальное расположение щелей менее способствует деформация по вертикали, но при извлечении фильтра на поверхность снижается его прочность при натяге и при изгибах они подвержены большей деформации. Применение щелевых хвостовиков поверхность, коррозии и эрозии ограниченно металла, из-за поскольку меньшей фильтрационной изготовляются обычно из низкоуглеродистой стали. Рисунок 6. Фильтры с различным расположением щелей: а - неступенчатое; б - ступенчатое; в - комплексное ступенчатое; г – горизонтальное Устранение указанных выше недостатков проволочных фильтров с обмоткой Конструктивно фильтры могут быть по достигается, например, перфорированной трубе выполнены желобковыми, (см. применением рисунок ребристыми 7). или полносварными. Рис. 7. Фильтр с проволочной обмоткой 25 На фильтрах данной конструкции проволока укладывается по специально нарезанным в виде резьбы канавкам на теле перфорированной металлической трубы. Эта проволока изготавливается из прочного материала обладающего повышенной стойкостью к коррозионному и абразивному износу. При использовании проволочных фильтров с желобковым, ребристым или полно сварным корпусом используется проволока меньшего диаметра. Фильтры указанной конструкции изготовляются без намоточных канавок. Подвесные гравийные фильтры конструктивно выполнены следующим образом. Такой фильтр состоит из внешнего и внутреннего щелевых каркасов, и гравийной набивки. Основной их недостаток – невысокая прочность, быстрая закупорка фильтров глинистой коркой и т.п. Все вышеперечисленные фильтры монтируются на конце НКТ и устанавливаются напротив перфорированного интервала продуктивного пласта. Рассмотрим ещё один способ борьбы с выносом песка из эксплуатационной скважины – это намыв гравийных фильтров. Сущность данной технологии заключается в том, что первоначально производят, намыв гравийных фильтров внутри обсадной колонны или в открытом забое скважины с последующей установкой гравийно-щелевых фильтров. Намыв гравийного фильтра внутри обсадной колонны проводят в два этапа. На первом этапе в высокопроницаемый гравий задавливается в перфорационные каналы через обсадные трубы и цементный камень, после этого на втором этапе гравий намывают в кольцевой зазор между обсадной колонной и спущенным в скважину перфорированным хвостовиком, или фильтром щелевого типа. Намыв гравия осуществляют до создания его резервного объёма над фильтром, т. е. до создания гравийного затвора. Закачка гравия осуществляется через НКТ с последующим уплотнением гравийной набивки за счёт создания повышенного давления и расхаживания колонны НКТ. Оставшийся в стволе скважины излишек гравия вымывается и на забой спускается фильтр щелевого или проволочного типа. При закачке гравия через НКТ с открытым концом под действием высокого давления находится вся обсадная колонна и в случае её низкого качества необходимо устанавливать пакер над интервалом перфорации. Оборудование, необходимое для намыва гравия, состоит из башмака, фильтра для продуктивного интервала, надфильтровой трубы, сигнального фильтра, фонарей- центраторов, пакера для подвески фильтра, перепускного устройство (кроссовера) и промывочной трубы. Надфильтровая неперфорированная труба разделяет фильтр продуктивного пласта и сигнальный фильтр и предназначена для создания гравийного затвора. Сигнальный фильтр предназначен для ограничения высоты намыва гравия в кольцевом зазоре между обсадной колонной и фильтром продуктивного интервала. По мере заполнения зоны фильтра гравием давление закачки на поверхности возрастает, и жидкость поступает через сигнальный фильтр обратно, что свидетельствует о завершении 26 процесса намыва гравия. Центраторы установленные на корпусе фильтра обеспечивают равномерную толщину гравийного слоя вокруг фильтра. Пакер смонтированный в верхней части оборудования для гравийного фильтра обеспечивает перекрестный намыв гравия через кроссовер и предохраняет гравийный затвор от размыва потоком жидкости в кольцевом зазоре между колонной и фильтром. В комплексе с посадочными ниппелями лифтовой колонны пакер может выполнять роль эксплуатационного пакера лифтовой колонны. Кроссовер предназначен для перекрестного намыва гравия и обеспечивает поступление сверху по рабочим трубам жидкости с гравием в затрубное пространство под пакер, а выходящую наверх из промывочной трубы чистую жидкость направлять в затрубное пространство над пакером. Промывочная труба установлена внутри фильтра, и позволяет осуществлять движение обрабатывающих жидкостей по всему интервалу перфорации. Очистка перфорационных каналов обычно производится прямой промывкой или импульсной обратной промывкой. Принципиальная схема намыва гравия в скважине приведена рисунке 8. При реализации метода размыва гравия заданное количество гравия закачивается и осаждается на забое скважины. Далее опускают фильтр и хвостовик с промывочной трубой и циркуляционным башмаком и в ходе прямой промывки, фильтр спускается через размываемый гравий до заданной глубины (рис. 8, а). При реализации намыва гравия методом обратной циркуляции, первоначально на забой опускают фильтр с хвостовиком, в интервал перфорации и затем производят обратной циркуляцией намыв потребного количества гравия в кольцевом зазоре вплоть до сигнального фильтра (рис.8, б). Методом перекрестного намыва (рис. 8, в) завершается представленный процесс борьбы с выносом песка из скважины. Рисунок 8. Принципиальные схемы намыва гравия: а - прямой размыв; б - обратная циркуляция; в - перекрестный намыв; 1 - промывочная труба; 2 - фильтр продуктивного интервала; 3 - сигнальный фильтр; 4 – пакерикроссовер 27 Рассмотрим некоторые химические методы борьбы с выносом песка из скважины. Сущность закачки песчано-жидкостных смесей заключается в том, что приготовленная на дневной поверхности смесь жидкости с химическим реагентом закачивается в скважину, образуя в интервале перфорации внутри ствола скважины и в призабойной зоне прочную проницаемую массу. После разбуривания образовавшейся в стволе скважины пробки из сцементированного материала скважину можно ввести в эксплуатацию. Рисунок 9. Схема укрепления призабойной зоны песчано-жидкостной смесью: 1 - цементное кольцо; 2 - лифтовые трубы; 3 - зацементированный песчаный пассив; 4 несцементированный пласт; 5 - зона выбуривания из ствола скважины сцементированного материала В качестве песчано-жидкостной смеси используются: - цементный раствор, составными элементами которого были тампонажный цемент и вода с водоцементным фактором, равным 0,5. Метод эффективен при значительном разрушении призабойной зоны и высоких темпах выноса песка, в сильно обводненных и высокодебитных скважинах; - песчано-жидкие смеси на основе полимеризующихся смол с активатором (ускорителем реакции). Рассмотрим укрепление призабойной зоны скважины с использованием смол различного типа. Наибольшее распространение в промысловой практике нашли фенолформальдегидные, эпоксидные и другие смолы, а также фенолспирты. Эти смолы имеют малую вязкость в жидком состоянии, что обеспечивает значительную глубину проникновения в пласт, разделятся в пористой среде на твердую и водяную фазы и хорошо смачивать песчаную поверхность. Смола, попадая в пласт, покрывает частицы песка и при затвердении их цементирует. Водная фаза, которая занимает поровое пространство, удаляется затем при освоении скважины. Рассмотрим технологию крепления призабойной зоны пласта с помощью составов эпоксидных соединений, включающих в себя эпоксидную смолу, растворитель и отвердитель. При закачке такой композиции в пласт протекает реакция отвердения, в 28 результате чего первоначально образуется жидкая смола и далее при контакте с отвердителем возникает промежуточный продукт реакции. Последний менее растворим, чем сама смола, что в дальнейшем через некоторое время проводит к его выделению из раствора. Затем капли жидкой смолы укрупняются и осаждаются на зернах песка в поровом пространстве обрабатываемого интервала. Дальнейшее затвердение смолы ведет к упрочнению обработанного интервала, тем самым, закрепляя песок в призабойной зоне пласта. На рисунке 10 приведена принципиальная схема процесса закрепления призабойной зоны пласта с помощью смолы. . Рисунок 10. Схема укрепления смолой призабойной зоны пласта: 1 - цементное кольцо; 2 - продавочная жидкость для вытеснения химических реагентов из скважины; 3 - жидкость для вытеснения смолы в пласт; 4 - смолообразующий раствор, 5 вторая жидкость для предварительной обработки; 6 - первая жидкость для предварительной обработки, 7 - продуктивный пласт Процесс укрепления ПЗП с помощью смолы сводится к последовательной закачке буферных жидкостей с целью предварительной обработки пласта, смолообразующего раствора и жидкости для проталкивания смолы в глубь пласта Порядок проведения процесса крепления призабойной зоны пласта следующий: - глушение скважины; - удаления песка из ствола скважины; - спуск НКТ с пакером и хвостовиком; - последовательное нагнетание на забой скважины компонентов через НКТ; - нагнетание в ПЗП спирта для осушки пласта от связанной воды; - нагнетание промежуточной (буферной) жидкости с целью изоляции смолы от спирта; - нагнетание смолообразующего раствора и его задавка в пласт продавочным раствором; - выдержка во времени для затвердевания смолы; -освоение и ввод в эксплуатацию скважины. 29 Заключение Активная борьба с разрушением продуктивных коллекторов и выносом песка при разработке месторождений привлекает все большее внимание в отрасли. Существенные колебания цен на нефть и газ, увеличение себестоимости добычи на фоне уменьшения числа открытий новых крупных месторождений придают все больший смысл разработке оставшихся трудно извлекаемых запасов Старых месторождений и явно увеличивают их потенциальную ценность. Нефтегазовые компании, старающиеся избежать рисков и высоких затрат, связанных С приращением запасов старых месторождений и явно увеличивают их потенциальную ценность. Нефтегазовые компании, старающиеся избежать рисков и высоких затрат, связанных с приращением труднодоступных, объектов считают Восстановление продуктивности имеющихся активов особенно привлекательным. Как следствие, компании, ранее в большинстве старавшиеся избавиться от объектов, находящихся на поздней стадии разработки, вместо консолидации сил на их восстановление, сегодня могут счесть основным источником прироста запасов значительные объемы углеводородов, находящихся в коллекторах, склонных к сопротивлениям Технологии нефтегазодобычи находятся в состоянии постоянного развития и совершенствования. Добыча углеводородов в условиях активизации осложнений как одна из наиболее значимых сегодня задач требует комплексного подхода – научного, методологического и технологического. Указанные принципы лежат в основе системного подхода, примененного в настоящей работе, что позволило установить контролирующие факторы пескопроялений и найти методы управления ими. Перспектива широко использования технологий управления пескопроявлениями на месторождениях Краснодарского края и других аналогичных месторождениях имеет объективные признаки успешного распространения, что обусловлено общностью научных подходов, а также экспериментальными данными. 30 Список использованных источников и литературы 1. ГН 2.2.5.1313-03 Предельно допустимые концентрации (пдк) вредных веществ в воздух рабочей зоны, 2003г. 2. Данные с Ванкорского месторождения, получение в ходе прохождении преддипломной практики. 3. Защита от механических примесей// Новомет, - Режим доступа; https://www.novomet.ru/rus/products/smart-solutions/solids/ 4. Инструкция АО «Ванкорнефть» по промышленной безопасности и охране труда при работе с химическими веществами в химико-аналитической лаборатории. 5. Инструкция по безопасности работ при разработке нефтяных и газовых месторождений НК Роснефть. 6. Мордвинов, А.А Теоретические основы добычи нефти и газа для операторов: учеб. Пособие. А. А. Мордвинов, О. М. Корохонько – Ухта : УГТУ, 2010. – 107с. 7. Правила устройства электроустановок. ПУЭ-87. Минэнерго, 1986. Согласовано с Госгортехнадзором 05.10.79, М, 1986. 8. Бондаренко В. А Климовец В. Н Щетинко В. И Сухляев А. О Долгов С. В Шостак А. В Опыт борьбы с пескопроявлениями при эксплуатации скважин Авастасиевско – Троицкого месторождения Красдарского края. 9. Шакиров Э.И. Опыт примениниятехнологий добычи и пескопроявления на пластах пачки ПК месторождений журнал «Инженерная практика», 2010. – № 2. – С. 58-65. 10. Шашкин М.А. Применяемые в ТПП «Лангепаснефтегаз» методы защиты для снижения негативного влияния механических примессей на работу ГНО// Производственно-технический нефтегазовый журнал «Инженерная практика», 2010. 31
