Демонтаж бетона: rezkabetona.su

Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 [ 62 ] 63 64 65 66 67 68 69 70

в пластах, характеризующихся по геофизическим данным как монолитные, принципиальная возможность ограничения притока воды при отключении обводненных интервалов обосновывается возможным наличием в разрезе непроницаемых прослоев. Эти прослои ие выделяются геофизическими методами исследования, хотя могут создавать условия для надежной изоляции обводненных пропластков.

Естественно, в условиях такой неопределенности должны применяться методы селективной изоляции. На практике нашли применение селективные и неселективные методы. Причем последние нередко осуществляют по схеме селективной изоляции, предусматривающей закачку изоляционного реагента по всей толщине продуктивного пласта и в случае необходимости (например, при образовании стакана из смолы ТСД-9) последующее вскрытие его в прежних интервалах (разбуривание стакана и перфорация).

При полном закупоривании каналов нефтерастворимым селективным материалом проницаемость не восстанавливается. Методы селективной изоляции, основанные на смешении двух или нескольких реагентов, или реагента с пластовой водой, как показал В. А. Блажевич, только частично ограничивают приток воды, так как получаемый объем закупоривающего осадка недостаточен или мгновенное образование осадка на контакте растворов затрудняет их перемешивание.

В случае неоднородного, слоистого строения пластов в первую очередь вырабатываются, а следовательно, и обводняются наиболее проницаемые пропластки. Они же прежде всего должны поглощать закачиваемую жидкость, в том числе и изоляционную. Распределение потоков в нефте- и водонасыщен-ные интервалы определяется соотношениями проницаемостей пропластков и вязкостей нефти и воды, а также вязкостью изоляционного реагента. Поэтому различные реагенты с учетом этих и других условий показали себя по-разному на конкретных месторождениях. Наиболее предпочтительны гидрогели (типа ВУС на основе ПАА и гипана, силиката натрия), твердеющие во всем объеме составы типа ГТМ-3 или АКОР (смолка-этилсиликат), иефтесернокислотная смесь, кислый гудрон и др.

В Ивано-Франковском институте нефти и газа разработан метод повышения избирательности проникновения водоизоли-рующего состава в водонасыщенные интервалы путем предварительного охлаждения призабойной зоны, и, как следствие увеличения вязкоструктуриых свойств пластовой нефти. Охлаждение осуществляется проведением в стволе скважины эндотермической реакции растворения аммиачной селитры или ее смеси с карбамидом в воде.

Ограничение притока воды в трещиноватых и трещиновато-пористых пластах

Преждевременное обводнение скважин, эксплуатирующих такие пласты, связано с прорывами воды по высокопроиицаемым трещинам. Малоэффективными оказались работы с использованием материалов, которые не образуют объемно-связанный тампон и обладают низкими градиентами сдвига, что сопровождается их выносом из трещин при эксплуатации скважин. Более эффективно использование цементных и пеноцементных суспензий, вязкоупругих составов на основе ПАА.

Наиболее эффективно применение суспензий гранулированных тампонирующих материалов. В Ивано-Франковском институте нефти и газа разработаны технологии ограничения притока воды с использованием гранулированного магния (размером 0,5-1,6 мм), основанные на взаимодействии магния и его оксида с пластовой водой и хлористым магнием и, как результат, образовании осадка гидроксида магния и магнезиального цемента (см. § 5.4). Целесообразно, чтобы массовое содержание магния в смеси его с песком составляло 20 %. По схеме ГРП расширяют имеющиеся в пласте трещины, заполняют их магний-песчацой смесью, закрывают скважину на 48-60 ч для образования изоляционной структуры. Для интенсификации притока и растворения гранул, попавших в иефтенасыщенные интервалы, проводится обработка соляной кислотой (см. §5.4). Возможно создание также забойных пробок (мостов).

Высокой эффективностью характеризуется также использование суспензий полиолефинов (ППП и ПБП), рубракса и высокоокисленных битумов (ВОБ) в виде частиц широкой фракции от 0,5 до 20 мм. По предложению сотрудников СевКав-НИПИиефти в суспензию дополнительно вводят частицы полу-водного гипса, реагирующие с пластовой водой и повышающие прочность водоизолирующего барьера. Для каждого пласта, характеризующегося определенным раскрытием трещин и поперечными размерами пор матриц, должны быть подобраны дисперсные системы с соответствующей гранулометрической характеристикой.

Регулирование профиля приемистости воды в нагнетательных скважинах

В призабойной зоне нагнетательных скважин всегда существует система трещин, раскрытость и протяженность которых определяется репрессией и прочностными характеристиками породы. Причем проницаемости трещин существенно разнятся между, собой. Тампонирование высокопроницаемых трещин вызывает движение воды в обход по менее проницаемым и новым



трещинам. Аналогичное происходит и в призабойной зоне добывающих скважин. Работы считаются эффективными, если удалось уменьшить поступление воды в один узкий интервал пласта и обеспечить или увеличить поступление ее в другие интервалы. Это можно достичь закачкой суспензии водонераст-воримых гранулированных материалов, например, рубракса, высокоокисленного битума, частично гранулированного магния, гранулометрический состав которых соответствует раскрытости трещин.

Менее эффективны суспензии тонкодисперсных материалов, гелеобразующие, коллоидные и другие жидкие составы, так как они поступают во все трещины соответственно их прони-цаемостям и создают там тампон, а также заиливают поры пористых блоков.

Если высокопроницаемая трещина связывает нагнетательную и добывающую скважины, то вода быстро прорывается по ней. Естественно, при наличии такой протяженной одной или системы высокопроницаемых трещин между зонами нагнетания и отбора преждевременный прорыв можно предотвратить или ликвидировать только тампонированием трещин в глубине пласта между данными зонами. Локальное тампонирование в призабойной зоне как нагнетательной, так и добывающей скважины может обеспечить только кратковременный эффект. Такие трещины выявлены путем закачки в нагнетательные скважины индикаторов (водных растворов красящих веществ) на Тишковском и других нефтяных месторождениях. В настоящее время ведутся исследования по разработке способов создания потокоотклоняющих барьеров в глубине пласта.

§ 10.3. БОРЬБА С ОБРАЗОВАНИЕМ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК В СКВАЖИНАХ

Борьба с образованием песчаных пробок - одна из старейших проблем нефтяной промышленности. Пробкообразование в скважинах в основном происходит при эксплуатации нефтяных скважин на месторождениях Азербайджана, Краснодарского края, Туркмении, водозаборных скважин, пробуренных на сено-манский горизонт Западной Сибири, а также при осуществлении теплового воздействия на залежь.

Песок (частицы породы) выносится из пласта в ствол скважины в результате разрушения пород, обычно рыхлых, слабо-спементированных, под воздействием фильтрационного напора при определенной скорости фильтрации или градиенте давления. Вынос песка из пласта приводит к нарушению устойчивости пород в призабойной зоне, к обвалу пород и, как следствие, к деформациям (смятиям) эксплуатационных колонн и нередко к выходу из строя скважин. Песок, поступающий в сква-376

жину, осаждаясь на забое, образует пробку, которая существенно снижает текущий дебит скважины. Удаление пробки с забоя требует трудоемких ремонтных работ и связано с неизбежными потерями добычи нефти. Песок, выносимый из пласта, приводит также к усиленному износу эксплуатационного оборудования.

Существующие методы борьбы с пробкообразованием можно разделить на три группы: 1) предотвращение поступления песка в скважину; 2) вынос песка с забоя на поверхность и приспособление оборудования к работе в пескопроявляющих скважинах; 3) ликвидация песчаных пробок.

Методы предотвращения поступления песка в скважину

Избежать разрушения пород можно уменьшением дебита до определенного допускаемого уровНя, при этом уменьшается скорость фильтрации, депрессии давления и, как следствие, напряжения в породе. Однако в условиях слабосцементированных пород эксплуатация скважин при таких режимах нередко оказывается экономически нерентабельной. Поэтому в основном применяют различные забойные фильтры или осуществляют крепление пород в призабойной зоне.

По конструкции и технологии изготовления различают трубные и гравийные фильтры. Трубные фильтры спускают в скважину на обсадной трубе или с помощью НКТ внутрь обсадной колонны. Их подразделяют на простые (размеры отверстий 1,5-20 мм или щелей 0,4-0,5 мм на трубе), сложные, образованные из простых наматыванием проволоки (проволочные), установкой кнопок (кнопочные) и колец (кольцевые), металло-керамические, созданные из прессованного порошка спеканием в среде водорода при 1200 °С, и др.

Гравийные фильтры могут быть созданы на поверхности (слой гравия фракций 4-6 мм в зазоре 20-25 мм между двумя концентричными перфорированными трубами) и в скважине (намыв слоя частиц за стенки перфорированной трубы). Для хорошего задержания частиц, составляющих скелет породы, необходимо, чтобы 1>5о/5о=5 и 6<1>1оо. Здесь Dso и Dioo -диаметры зерен гравия, соответствующие 50 %- и 100 %-ной точкам гранулометрической кривой распределения диаметров; dso- аналогично диаметр зерен песка; б -раскрытие щели трубы.

Крепление пород призабойной зоны означает связывание частиц между собой различными веществами - цементным раствором, раствором цементно-песчаной смеси, фенолформальде-гидной смолой и др. Сущность метода заключается в закачке крепящих веществ через НКТ в призабойную зону. В зависимости от поглотительной способности скважины и толщины пласта проводят одну или несколько подряд закачек. Раствор



заполняет пустоты в породе и, затвердевая, связывает частицы песка в прочную, проницаемую, устойчивую к размыву массу при фильтрации как нефти, так и воды. Однако проницаемость при этом снижается. В качестве отвердителя смолы используют 15-20 %-ный раствор соляной кислоты. Сначала для удаления карбонатных пород проводят соляиокислотную обработку с закачкой кислоты порциями в 6-12 приемов через каждые 30- 60 мин. Затем перед закачкой в смолу добавляют 3-5 % (по объему) кислотного раствора, а после продавки смолы нефтью в пласт закачивают солянокислотный раствор в объеме, равном двум объемам закачанной смолы.

По предложению сотрудников СахалинНИПИнефти в смолу дополнительно вводят гранулированный магний, который взаимодействует с частью солянокислотного раствора. Выделяющийся при этом водород (см. § 5.4) способствует увеличению проницаемости призабойной зоны, образуя поры.

В Ивано-Франковском институте нефти и газа разработан способ крепления призабойной зоны на основе использования гранулированного магния по схеме ВПТХО (см. § 5.4) с подачей уменьшенного количества кислоты, что приводит к образованию магнезиального цемента.

Применяют также метод закрепления песков путем коксования нефти в призабойной зоне.

Вынос песка на поверхность и приспособление оборудования к работе в пескопроявляющих скважинах

Скорость потока жидкости в пределах от нижних до верхних отверстий интервала перфорации (фильтра) возрастает от нуля до максимального значения, соответствующего дебиту скважины. Последовательно она становится равной скорости псевдоожижения (взвешивания) частиц Швз и скорости уноса Шун. Таким образом, ниже уровня Швз в стволе существует насыпной слой песка, затем до уровня Шуи - псевдоожиженный, а дальше песчинки движутся совместно с жидкостью. В ходе эксплуатации скважины часть поступающих из пласта частиц осаждается в стволе, высота пробки увеличивается, дебит скважины при этом уменьшается, условия для выноса ухудшаются.

Вынос частиц на поверхность отмечается при соблюдении неравенства (9.69). Различие плотностей фаз при их движении обусловливает относительную скорость осаждения песчинок и отличие истинного объемного ф и расходного р содержащий песка в потоке (см. гл. 6). В песочной скважине всегда ф>р. Для выполнения неравенства (9.69) задают высокие дебиты скважин, подбирают соответствующие диаметры труб и конструкции подъемников при фонтанной и газлифтной эксплуатации, используют трубчатые штанги при насосной эксплуатации,

ПОДЛИВ и подкачку жидкости в скважину (см. § 9.5) и т. д. Количество жидкости, необходимое для подкачки, принимают равным объему скважины от башмака подъемных труб до нижних отверстий фильтра. Подъемные трубы необходимо спускать в фильтровую зону для лучшего выноса песка. На практике чаще всего трубы спускают до верхних отверстий фильтра из опасения, что они могут быть прихвачены песком, поступающим из отверстий фильтра.

При штанговой насосной эксплуатации применяют различные защитные приспособления (см. § 9.5).

Ликвидация песчаных пробок

Песчаные пробки периодически промывают жидкостью или чистят гидробуром.

В качестве промывочной жидкости применяют нефть, воду (обработанную ПАВ), глинистый раствор, аэрированную жидкость, пену, плотность которых соответствует пластовому давлению. Промывка основана на использовании энергии струи закачиваемой жидкости для разрушения песчаной пробки и выноса песчинок на поверхность. Возможны прямая, обратная, комбинированная и непрерывная промывки.

При прямой промывке жидкость закачивают в НКТ, вынос песка происходит по затрубному пространству. При обратной промывке создают поток в обратном направлении. Струя, выходящая из НКТ, лучше размывает пробку. Для улучшения разрыхления пробки на конец НКТ.навинчивают различные наконечники (кососрезанную трубу, насадку, фрезу и др.). Однако при прямой промывке скорость восходящего потока меньше, чем при обратной промывке. Поэтому при комбинированной промывке размыв осуществляют путем закачки в НКТ, а для выноса песка периодически переходят на обратную промывку. Промывочное устройство, которое устанавливают выше башмака НКТ, позволяет закачивать жидкость в затрубное пространство, размывать через башмак НКТ и осуществлять подъем по НКТ. При промывке трубы подвешивают на вертлюге подъемника, а жидкость поступает по промывочному шлангу. Для обратной промывки устье скважины герметизируют промывочной головкой (сальником). При непрерывной прямой промывке применяют промывочную головку, которая позволяет наращивать трубы почти без прекращения прокачки жидкости.

Гидравлический расчет промывки скважины сводится к определению гидравлических потерь давления (напора) при движении жидкости по трубам и затрубному пространству. Гидравлические потери определяют по формуле Дарси-Вейсбаха с учетом наличия в жидкости песчинок. При этом скорость восходящего потока необходимо принимать из неравенства (9.69).




0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 [ 62 ] 63 64 65 66 67 68 69 70



Яндекс.Метрика