Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
Классификация изоляционных работ и методов изоляции
В зависимости от цели все РИР можно подразделить на три вида: -ликвидация негерметичности обсадных колонн и цементного кольца; -отключение отдельных пластов; -отключение отдельных обводненных (выработанных) интервалов пласта, независимо от их местоположения по толщине и характера обводнения (подошвенная вода, контурная, закачиваемая), а также регулирование профиля закачки воды в нагнетательных скважинах. . С технологических позиций методы изоляции притока и регулирования профиля приемистости воды целесообразно разделить по степени дисперсности изолирующих (тампонирующих) материалов на четыре группы с использованием: 1) фильтрующихся в поры пласта тампонирующих растворов; 3) суспензий тонко-дисперсных тампонирующих материалов; 3) суспензий гранулированных (измельченных) тампонирующих материалов; 4) механических приспособлений и устройств. В настоящее время предложено множество различных тампонирующих материалов. Механизмы создания тампонирующих барьеров основаны на известных физических явлениях и химических реакциях (взаимодействие реагентов между собой или с пластовыми флюидами, полимеризация, поликонденсация, диспергирование, плавление, кристаллизация, кольматация, гидрофобизация и др.). Тампонирующий барьер в результате может быть представлен гелем, эмульсией, пеной, дисперсным осадком или твёрдым телом, при этом он должен выдерживать создаваемые в пласте градиенты давления. Эти материалы можно создавать на основе различных смол (ТСД-9, ТС-10), растворов полимеров (гипан, ПАА, метас, тампакрил и т. д.), органических соединений (вязкая дегазированная нефть; углеводородные растворители, насыщенные мазутами, битумом, парафином; эмульсии нефти, нефтесернокислотные смеси и т. д.), кремнистых соединений (силикагели) и других неорганических веществ (силикат натрия, кальцинированная сода и т. д.), а также их сочетаний. Дисперсной средой суспензий служат жидкости на водной или углеводородной основе, а также фильтрующиеся в поры тампонирующие материалы. В качестве дисперсной фазы (наполнителей) предложено использовать частицы (порошок, гранулы, куски волокна, стружка) цемента, глины, парафина, высокоокисленных битумов, рубракса, скорлупы грецкого ореха, полиолефинов (полимеров), магния, древесных опилков, кожи, асбеста, гашеной извести, песка, гравия, утяжелителей бурового раствора, резины (резиновая крошка), а также нейлоновые шарики и др. К механическим приспособлениям и устройствам следует отнести пакеры-пробки, взрывные пакеры, неопреновые патрубки-летучки, хвостовики или дополнительные колонны меньшего диаметра и др. По механизму закупоривания пористой среды эти методы делятся еще на селективные и неселективные. Методы селективной изоляции подразделяют еще на две группы методов, которые основаны на использовании: 1) селективных изолирующих реагентов, образующих закупоривающий поровое пространство материал (осадок), растворимый в нефти и нерастворимый в воде; 2) изолирующих реагентов селективного действия, образующих закупоривающий поровое пространство материал только при смешении с пластовой водой и не образующих—при смешении с пластовой нефтью. Форсированные отборы. Они проводятся при больших обводненностях пласта. Пласт неоднороден, при снижении давления в скважине волна снижения давления распространяется быстрее по высокопроницаемым пластам. А в низкопроницаемых давление остается высоким. Технология проведения ФОЖ заключается в постоянном увеличении отборов пластовой жидкости, за счет чего создается перепад давления между пропластками с различной проницаемостью. В результате нефть из нефтенасыщенного (низкопроницаемого) пропластка вовлекается в гидродинамический поток и выносится к добывающей скважине.
16. Особенности эксплуатации нефтяных скважин с повышенным содержанием механических примесей в продукции. Поздняя стадия разработки нефтяного месторождения сопровождается высоким обводнением добываемой продукции скважин. Для поддержания уровня добычи нефти необходимо увеличение дебитов скважин, которое неизбежно приводит к высоким скоростям фильтрации, способствующим срыву и выносу мехпримесей из слабоцементированных коллекторов призабойной зоны вследствие разрушения скелета коллектора на стенках каналов и трещин из-за образования микротрещин. При этом процесс разрушения коллектора будет непрерывным из- за постоянного выноса в скважину частиц разрушенной породы. Возможно, усилением этих процессов объясняется часто встречающийся эффект – повышенный вынос КВЧ при забойном давлении ниже давления насыщения. Основную долю составляют частицы, выносимые из пласта в процессе эксплуатации скважин, но при этом значительная часть мехпримесей имеет непластовое происхождение: продукты коррозии подземного оборудования и частицы, вносимые в скважину в результате проведения ремонтов и геолого-технических мероприятий; нерастворимые твердые включения в составе жидкости глушения или обломки проппанта после проведения гидроразрыва пласта, а также продукты, образованные взаимодействием химически несовместимых перекачиваемых жидкостей. причины разрушения коллектора: -Геологические: глубина залегания пласта и пластовое давление; горизонтальная составляющая горного давления; степень сцементированности породы пласта, ее уплотненность и естественная проницаемость; характер добываемого флюида и его фазовое состояние; характеристика пластового песка (угловатость, глинистость); внедрение подошвенных вод в залежь и растворение цементирую- щего материала; продолжительность выноса песка. -Технологические: дебит скважины; величина репрессии и депрессии на пласт; ухудшение естественной проницаемости (скин-эффект); фильтрационные нагрузки и нарушение капиллярного сцепления песка. -Технические: конструкция забоя; поверхность забоя, через которую проис- ходит фильтрация (интервал вскрытия пласта, открыты или закупорены перфора- ционные каналы и т.д.). Среди основных факторов, определяющих величину концентрации приме- сей, традиционно выделяют следующие: глубина залегания пласта и пластовое давление; проницаемость пласта; физико-химические свойства добываемой жид- кости; обводненность; характеристики частиц песка; дебит скважины; плотность перфорации; депрессия; тип рабочей жидкости, используемой в процессе ремонт- но-восстановительных работ. Применительно к подземному насосному оборудованию механические примеси являются главной причиной поломок и образования дефектов конструкции. Механические примеси, попадая в штанговый насос, существенным образом влияют на работоспособность плунжерной и клапанной пары. Песок вызывает катастрофический износ резьбовых соединений насосных труб – при малейшей негерметичности соединений, особенно в обводненных скважинах, он быстро разъедает резьбу и через образовавшийся канал протекает жидкость, снижая подачу, а в дальнейшем приводит к полному ее прекращению. Наличие большого количества плохо проницаемых осадков на забое скважины впервую очередь приводит к снижению дебита по жидкости, т.к. концентрированная смесь в скважине увеличивает противодавление на забой и ухудшает условия естественного притока жидкости. Технические или технологические остановки скважин способствуют осаждению песка на забой и образованию пробок, что нередко является самой тяжелой неполадкой при эксплуатации песочных скважин. При осаждении песка в НКТ насос заклинивает, как правило, при оста новке скважинного оборудования. Длительные остановки насоса сопровождаются образованием над насосом большого количества твердых осадкообразующих включений (до 20 м в высоту). При этом иногда происходит заклинивание плунжера в цилиндре насоса и штанг в трубах. В трубных насосах при попытках сдвинуть плунжер с места вверх немедленно произойдет его заклинивание в цилиндре из-за попадания массы песка в зазор и резкого увеличения сил трения плунжера в цилиндре, даже без сильных задиров рабочих поверхностей. Аналогичная картина наблюдается привставном насосе, когда из-за осадка песка его не удается сорвать с посадочного кольца. При заклинивании плунжера или прихвате вставного насоса приходится совместно поднимать штанги и трубы, что вызывает осложнения в подземном ремонте. Явления пробкообразования в скважинах и действие песка на подземную часть насосной установки взаимосвязаны: снижение или прекращение подачи насоса вследствие быстрого износа рабочих пар оборудования, размыва трубных соединений и т.д. вызывает образование пробки на забое. Поэтому первопричиной прекращения подачи жидкости является не образование пробки на забое скважины, а износ насосного оборудования. На сегодняшний день фильтры (забойные, перед насосом, в составе насоса) являются наиболее эффективной (по соотношению затраты-эф- фект) и распространенной технологией защиты скважины и глубиннонасосного оборудования от вредного влияния механических примесей. При этом среди различных конструкций наилучшие фильтрационные свойства демонстрируют каркасно-проволочные фильтры, однако, и они подвержены интенсивному засорению. |
Последнее изменение этой страницы: 2017-05-05; Просмотров: 1400; Нарушение авторского права страницы