Методы борьбы с пескопроявлением в скважинах нефтяных месторождений

Министерство образования  и науки Российской Федерации

Федеральное государственное  автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«СЕВЕРО-КАВКАЗСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт нефти и газа

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Контрольная работа

По дисциплине: «Добыча нефти и газа»

На тему: Методы борьбы с пескопроявлением в скважинах нефтяных месторождений

Выполнил:

Студент гр. НДБ-113

Детистов И. Г.

Проверил:

Зиновьева Л. М.

Ставрополь 2013

Содержание:

1. Условия пескопроявлений и образования песчаных пробок  3
2. Ограничение и ликвидация выноса пластового песка в нефтяные и газовые скважины 4
3. Технологические методы снижения пескопроявлений в скважинах 7
4. Удаление песчаных пробок из скважин 9
5. Список литературы 13

Условия пескопроявлений и образования песчаных пробок

Большинство исследователей объясняют вынос песка в скважину действием сил трения и образующимся при этом градиентом давления при  фильтрации жидкости в скважину. При высоких градиентах давления и недостаточной прочности цементирующего материала зерна песчаника отделяются от основного массива и выносятся в скважину.

При разработке продуктивных пластов, сложенных рыхлыми песчаниками, в ПЗП может образовываться зона подвижного песка (пластическая область). В этом случае в первые месяцы эксплуатации скважины наблюдается интенсивное неконтролируемое пескопроявление, связанное с вымыванием песка и образованием каверны у кровли пласта, либо у неразрушенного (более прочного) пропластка при неоднородном пласте.

На образование и характер пластической области влияют многие факторы: перераспределение около  горной выработки ранее существовавших напряжений, вызванное бурением; действие бурового раствора на цементирующий материал, скрепляющий зерна песка; ударные нагрузки на призабойную зону при кумулятивной перфорации; темпы отбора пластового флюида и ряд других.

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. Величина давления на любой глубине пластической области зависит от веса вышележащей толщи песка и горного давления вышележащих пород.

Установлено, что вынос  песка уменьшается с ростом давления обжима; при достижении давления обжима 0,3 МПа вынос песка стабилизируется и стремится к постоянной величине; песок, имеющий глинистый цемент, может быть подвержен упрочнению.

Нередко роль связующего между песчинками в пласте — коллекторе выполняет сам скважинный флюид: например, в залежах высоковязкой нефти и битумов. В таких залежах интенсивность выноса песка из пласта в ствол скважины зависит от величины депрессии. Чем выше депрессия, тем больше песка поступает в скважину. Однако вследствие высокой вязкости скважинного флюида в стволе скважины песчаной пробки может не образовываться. Весь песок остается во взвешенном состоянии в нефти и с нею выносится на поверхность.

Применение теплового  воздействия на призабойную зону скважин при добыче высоковязких нефтей с одной стороны, снижая вязкость, увеличивает приток нефти к скважине и ее дебит, а с другой стороны, снижение вязкости под действием тепла приводит к выпадению песка в стволе скважины, образованию песчаной пробки, перекрывающей частично или полностью интервал перфорации пласта, и снижению дебита или прекращению подачи.

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

Ограничение и  ликвидация выноса пластового песка в нефтяные и газовые скважины.

Решение проблемы выноса песка  в ствол скважины прежде всего связано с необходимостью предотвращения пробкообразования при испытании и эксплуатации скважин, повышения их производительности, уменьшения затрат на капитальный и текущий ремонт скважины, что в конечном итоге скажется на себестоимости нефти.

В мировой практике для  предупреждения выноса песка в ствол скважины существуют как механические, так и химические методы.

К механическим способам предупреждения выноса песка в ствол скважины относится установка на забое скважины фильтров различной конструкции.

Основными недостатками любых  механических фильтров, спускаемых на забой скважины, являются:

• засорение фильтра, которое  приводит к снижению дебита скважины и требует периодической его очистки;

• использование фильтра  связано с применением пакера, его надежной герметизацией. Применение такой схемы предполагает сначала спуск и посадку пакера, затем спуск УЭЦН, что связано с повышенными затратами на подземные работы;

• очистка фильтра требует  подъема УЭЦН, глушение скважины, которое как правило, приводит к снижению потенциального дебита скважины;

• образование песчаных пробок между фильтром и интервалом перфорации;

• стоимость самих фильтров и их эксплуатация сравнимы со стоимостью УЭЦН.

К химическим методам относится закачка в пласт различных составов на основе минеральновяжущих средств, полимеров, фенольных смол, но все они, как правило, прошли лишь лабораторные испытания. Наиболее известными в РФ являются составы под названием «Конторен».

Полимерные составы типа «Конторен» содержат в своем составе: смолу ТС-10 + уротропин + вода + до 20 % минеральных солей. Кроме того, разработанная во ВНИИ нефть технология крепления прискважинной зоны пласта очень сложна, требует специального оборудования, занимает большое количество времени, эффективность составляет от 30 до 40%.

Известно, что при обводнении продуктивных коллекторов нефти  и газа начинается интенсивный вынос пластового песка в скважины. Относительная прочность слабосцементированных песков может быть обеспечена за счет действия двух факторов: присутствия глинистого цемента и проявления капиллярных сил. Прочность глинистого цемента – следствие геологических процессов, приводящих к обезвоживанию глинистых осадков. Техногенное вмешательство нарушает физико-химический баланс, существующий между глинистыми частицами и их окружением, при обводнении пласта состав жидкости в порах между песчинками меняется, глинистые частицы могут набухать и, как следствие, прочность глинистого цемента снижается.

В серии экспериментов  с предварительным отбором пластовой жидкости при фильтрации дизельного топлива наблюдается определенная прочность песка, а при фильтрации соленой воды водонасыщенность пористой среды возрастает, силы капиллярного сцепления песчинок исчезают и, как следствие, интенсивно выносится песок.

В серии экспериментов  с принудительным вымыванием песка интенсивное вымывание наблюдалось при использовании незагущенного соленого раствора, который легко проникал к пендулярным кольцам, увеличивая их размер и снижая капиллярное сцепление песка. Наоборот, вязкие жидкости имели низкую фильтруемость, в меньшей степени повышали водонасыщенность, в зонах еще не размытого песка сохранялось капиллярное сцепление и, соответственно, снижалось количество вымытого песка.

Основываясь на приведенном  механизме гидратации и диспергирования цементирующих нефтенасыщенный песчаник глинистых материалов, а также действии капиллярных сил, можно утверждать, что эти процессы могут быть определяющими в разрушении продуктивных коллекторов при поступлении воды.

На поздней стадии эксплуатации месторождения, по мере истощения запасов нефти и дальнейшего падения пластового давления, происходит увеличение эффективного горного давления (Р_г – Р_пл), напряжений в скелете продуктивного пласта, изменение порометрических характеристик и механических свойств горных пород, что также может приводить к постепенному выносу частиц из ПЗП.

Главной же причиной пескопроявлений нефтяных скважин является, по видимому, постепенное обводнение нефтенасыщенных коллекторов в пзп как пластовыми, так и нагнетаемыми водами.

Увеличение влагосодержания  в ПЗП приводит к интенсивному размыву глинистого цемента, разрушению глинистых частиц горной породы, выносу песка и образованию каналов повышенной проводимости в нефтенасыщенных интервалах.

Все эти процессы, происходящие в нефтяной залежи, ведут к образованию псевдоожиженных и песчаных пробок, что снижает продуктивность скважин и не позволяет поддерживать темпы отбора нефти на проектном уровне.

Результаты промысловых  исследований скважин, выполняемых в период нарастающей и постоянной добычи, свидетельствуют о том, что дебиты скважин и диаметры лифтовых колонн позволяют обеспечить соответствующие скорости для выноса песка, незначительного количества механических примесей и воды, так как не было предпосылок для развития процесса интенсивного разрушения пласта.

В период падающей добычи в  связи с закономерными проявлениями обводнения и разрушения коллекторов в ПЗП, растет число скважин, эксплуатация которых осложнена наличием забойных песчаных и псевдоожиженных пробок, выносом жидкости и механических примесей.

Технологические методы снижения пескопроявлений в скважинах

Применяемые методы, направленные на предотвращение выноса песка в скважину, условно делят на 3 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 химическое закрепление зерен песка.

При выборе способа борьбы с выносом песка в скважину учитывается ряд факторов. Большое  значение имеет конструкция забоя скважин. При заканчивании скважин с открытым забоем, как правило, используются механические или комбинированные способы. 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. Для химических методов допускаемые пределы температур составляют 16-175° С, для механических методов таких ограничений нет, кроме тех случаев, когда при образовании набивок используются нефть или загущенные растворы.

К технологическим методам  предотвращения пескопроявления в скважинах относится прежде всего регулирование отборов флюидов из скважины. При этом определенное значение имеет вязкость флюида в пластовых условиях. Чем выше вязкость флюида, тем меньший градиент давления может быть критическим, то есть таковым, при котором начинается вынос песка.

На практике осуществить  такое регулирование отборов, чтобы  совершенно предотвратить вынос  песка из призабойной зоны в ствол скважины, невозможно. Спустя некоторое время песок будет накапливаться в стволе, образуя песчаную пробку.

В то же время пробка может  не образоваться, если скорость потока флюида в подъемных трубах будет выше критической, то есть такой, когда скорость восходящего потока флюида в трубках равна скорости падения песчинки в жидкости под действием силы тяжести. Подъемная сила струи флюида пропорциональна квадрату диаметра песчинки, а скорость падения под действием силы тяжести пропорциональна кубу диаметра песчинки. Расчеты показывают, что в зависимости от вязкости флюида, в котором во взвешенном состоянии находятся песчинки, критический размер песчинки лежит в пределах 0,35—0,15 мм. Песчаники меньшего размера не выпадают в осадок и не образуют пробки в стволе скважины.

Если в ствол скважины из ПЗП выносятся более крупные  песчинки, то, чтобы не допустить образования песчаной пробки, надо обеспечить скорость подъема флюида из скважины, способную вынести песок на поверхность. Однако, чем выше скорость подъема (отбора жидкости из скважины), тем выше депрессия на пласт, что недопустимо вследствие интенсификации разрушения пласта.

Чтобы этого не допустить, применяют различные технологические мероприятия: используют подъемные трубы уменьшенного диаметра, подлив жидкости в затрубное пространство насосных скважин, полые насосные штанги, хвостовики, скребки-завихрители, глубинные насосы с плунжером «пескобрей» и др. 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.

Скребки-завихрители устанавливаются, как правило, на первой штанге над глубинным штанговым насосом и создают вихревое движение жидкости, скорость которого увеличивается у стенок труб и препятствуют оседанию песка над насосом.

С целью предупреждения заклинивания плунжера насоса применяются полые  штанги — НКТ диаметром 33, 42, 48 мм. Жидкость из насоса непосредственно направляется в полые штанги, не соприкасаясь с трущимися поверхностями насоса, что полностью исключает заклинивание плунжера. Для обвязки насосной установки с выкидной линией используется гибкий шланг либо специальная арматура.

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. Этот метод применяется при обязательном спуске хвостовика до нижних отверстий фильтра обсадной колонны.

Жидкость, свободная от песка, подливается через отверстие в планшайбе. Эффективность метода подлива зависит от точности дозирования количества подливаемой жидкости.

Удаление песчаных пробок из скважин.

При образовании песчаных пробок на забое скважин, несмотря на принимаемые меры по их предупреждению, дебит скважин снижается или скважина полностью прекращает подачу продукции. Требуется проведение текущего ремонта по удалению песчаной пробки с забоя скважины.

Для этого применяется  прямая или обратная промывка ствола скважины, при этом нижний конец НКТ оборудуется специальными наконечниками, либо используется струйный насос, а в трудных случаях при сильно уплотненных песчаных пробках — гидробур.

При прямой промывке рабочую  жидкость нагнетают в НКТ, спущенную  до пробки, при этом размытая порода выносится по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и промывочными трубами. По мере размывания пробки НКТ наращивают.

С целью повышения эффективности  разрыхления пробки на конец НКТ навинчивают специальные наконечники.

При необходимости создания большей скорости размывающей струи используют наконечник-мундштук — конусный патрубок, на конце которого имеется отверстие диаметром около 25 мм. Недостатком мундштука является необходимость его извлечения после промывки при пуске скважины в эксплуатацию.

Фрезер-мундштук А. В. Мельников (рис. 1) состоит из патрубка 1 с фрезой 2 на его нижнем конце и приваренным упорным кольцом сверху. На патрубке просверлены отверстия, предназначенные для поступления жидкости через них при эксплуатации скважины. В процессе промывки фреза работает как отбойный молоток.

Рис. 1. Наконечники для колонны промывочных труб.

а – фрезер – мундштук Мельникова;

б – фреза; в – карандаш; г – кососрезанная труба (перо).

Существенным недостатком  прямой промывки является низкая скорость восходящей струи. При больших диаметрах  эксплуатационной колонны скорость восходящего потока может оказаться  недостаточной для выноса крупных  зерен песка. Прямая промывка требует большого количества промывочной жидкости, что связано со значительным повышением давления на выкиде насоса.

При обратной промывке жидкость закачивают в затрубное пространство скважины, а водопесчаная смесь выносится по насосно-компрессорным трубам.

Промывка песчаных пробок является одним из самых простых способов их ликвидации. Однако иногда (состояние обсадной колонны, большая приемистость пласта и др.) нет возможности использовать этот способ. В таких случаях применяют струйные аппараты, позволяющие производить промывку без давления на пласт со скоростью, почти равной скорости при обычной промывке.

Установка для очистки  скважин указанным способом состоит из струйного аппарата, промывочных труб, поверхностного оборудования (шланги, вертлюга, приспособления для долива воды).

Рабочая жидкость (рис. 2) подается под напором по трубе 1 от агрегата к соплу 2. Вследствие того, что она движется с большой скоростью в камеру смешения 3 диффузора 4, в полости 5 создается разрежение. В камеру смешения начинает поступать жидкость с размытым (с помощью специальных сопел) песком.

Рис. 2. Схема струйного насоса.

Струйные аппараты (диаметром  41 мм) состоят из струйного насоса и размывочной головки. В скважинах, где чистка пробок производится со специальными сдвоенными трубами, диаметр аппарата равен 90 мм. В скважинах, где аппарат спускают на одном ряде труб и пропускают его внутри штангового насоса, наружный диаметр выбирают таким, чтобы он мог пройти через седло конуса и замок самого малого по размеру вставного глубинного насоса.

Струйный аппарат со сдвоенными трубами диаметром 90 мм имеет длину около 1 м и массу около 15 кг.

С помощью струйного аппарата промывку скважин производят следующими способами:

1. с применением специальных сдвоенных труб;
2. без подъема трубного насоса, без подъема вставного насоса;
3. без сдвоенных труб;
4. со сдвоенными трубами в нижней части колонны НКТ;
5. с установкой пакера.

Список литературы:

1. И.И. Клещенко, Г.П. Зозуля, А.К. Ягафаров, В.П. Овчинников. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Тюмень 2011 г.
2. Басарыгин Ю. М., Ю. М. Проселков, А. И. Булатов. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учеб, для вузов/Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. – Краснодар: «Сов. Кубань», 2002. – 584 с.
3. Лалазарян Н.В. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие. - Алматы: КазНТУ, 2008 – 140 с.