Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯ
В СКВАЖИНАХ И БОРЬБА
С НИМИ
9.1. УСЛОВИЯ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИИ
И ОБРАЗОВАНИЯ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК «
В СКВАЖИНАХ
4"} 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 глу-
360
бине 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
9.2. 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 закрепленние зерен песка.
361
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 пескопрояв-ления 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.
Газ имеет значительно более низкую вязкость, чем вода или, тем более, тяжелая смолистая нефть. Поэтому газовый пласт, сложенный слабосцементированными песчаниками, может подвергаться более значительным депрессиям, поэтому в процессе разработки газового месторождения по мере отбора газа происходит стягивание контура водоносности или подъем подошвенной воды, благодаря чему вода приближается к эксплуатационной газовой скважине и, в конце концов, поступает на забой. Если песчаник сцементирован глинистым или извес-тковистым материалом, то вода по мере ее отбора из скважины постепенно вымывает этот материал, способствуя разрушению пласта даже при более низких депрессиях, чем первоначально.
На практике осуществить такое регулирование отборов, чтобы совершенно предотвратить вынос песка из призабой-ной 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 па-
362
дения 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 призабоинои 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.
363
W, М/С
0,08
0,06 0,04
0,02
0,01
О
Объемный расход жидкости, необходимой для выноса различных фракций песка на поверхность, определяется по графику (рис 91). Расчет производится по диаметру самых крупных песчинок, поступающих в ствол скважины из призабойной зоны пласта Размер песчинок отложен на оси абсцисс, а скорость потока — на оси ординат. Отметив на оси абсцисс точку, соответствующую расчетному диаметру песчинок, проводят вертикаль до пересечения с кривой соответствующей вязкости жидкости и на пересечении горизонтали, проведенной из этой точки, с осью ординат получают необходимую скорость w Обычно на практике принимают скорость восходящего потока V = 2w.
Вычисляют количество жидкости Q (мУсут.), необходимое для выноса песка из скважины по формуле:
0,04 5, см
Рис. 9.1. График для определения объемного расхода жидкости.
1 и 2 — нефть кинематической вязкостью 0,1 и 0 5 см2/с соответственно, 3 — вода
Q=-
-86400
где DB — внутренний диаметр подъемных труб в м; dH — диаметр насосных штанг в м; w— скорость восходящего потока жидкости в м/с.
9.3. 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 спе-
364
циальными 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 (рис 9 2)
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 9 2, а) 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 Существенным недостатком
Прямой ПрОМЫВКИ ЯВЛЯеТСЯ Рис 9 2 Наконечники для колонны НИЗКаЯ СКОРОСТЬ ВОСХОДЯЩеЙ промывочных труб
_, i а — фрезер — мундштук Мельникова
Струи При боЛЬШИХ диаметрах б _ фреза в-карандаш Эксплуатационной КОЛОННЫ г — кососрезанная труба (перо)
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
365
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 9 3) 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. 9 3. Схема струйного насоса
Техническая характеристика насоса Расход рабочей жидкости, л/с Рабочее давление на выкиде силового насоса МПа Производительность струйного насоса л/с
Время отбора из скважины пробки высотой 1 м мин Рабочая жидкость
1,5—2,5
8,0
05
6—65 техническая вода
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
366
Струйный аппарат со сдвоенными трубами диаметром 90 мм имеет длину около 1 м и массу около 15 кг
Техническая характеристика установки для очистки скважин
Струйный аппарат
Максимальный расход рабочей жидкости
(с учетом 1 л/с расходуемого на размыв) л/с 2 5 Рабочее давление (для скважин глубиной до 600 м со статическим уровнем не более
560 м т е напором 40 м) МПа 80
Время размыва пробки длиной 6 м мин 80
Время отбора пробки высотой 6 м мин 35—40
Рабочая жидкость техническая
вода
Сдвоенные трубы (рис 9 4)
Диаметр наружной трубы мм 60—7Т
Диаметр внутренней трубы мм 32—48
Глубина спуска для труб из стали марки Дм до 1000
Вертлюг (рис 9 5)
Длина в собранном виде мм 1063
Масса в собранном виде кг 65
Подъемная сила кН до 250
Рабочее давление МПа 160
Гибкий шланг
Внутренний диаметр мм 38
Наружный диаметр мм 90
Рабочее давление МПа 20 О
Длина м 9
Масса шланга с фланцами и муфтами кг 105
С помощью струйно! о аппарата промывку скважин производят следующими способами
1) с применением специальных сдвоенных труб
2) без подъема трубного насоса, без подъема вставного на coca,
3) без сдвоенных труб,
4) со сдвоенными трубами в нижней части колонны НКТ,
5) с установкой пакера
Гидробур (рис 9 6) в скважину спускается на канате, после упора в пробку долотом он приподнимается на 2—3 м и ударяется о поверхность При очередном подъеме плунжер засасывает жидкость с песком из-под долота затем песок через гид-
367
роциклонныи сепаратор подается в желонку, а жидкость — к поршневому насосу
Во избежание сильных рывков каната гидробур над забоем следует поднимать на I или II скорости
Техническая характеристика гидробура
Общая длина, м 98
Наружный диаметр, мм 90 Максимальная производительность
за один рейс в 146-мм колонне, м 1,5
Полезная емкость желонки, л 25
Длина хода плунжера насоса, м 1,2
Диаметр плунжера, мм 88
Теоретический объем плунжера, л 3,17
Диаметр тартального каната мм 15
Общепринятая ликвидация песчаных пробок на скважинах, например в «Кубань-газпроме» сводится к следующему.
Для очистки призабойной зоны от песка ее промывают, плотность промывочной жидкости и ее качество выбирают в зависимости от величины пластового давления и состояния призабойной зоны Это может быть и буровой (глинистый) раствор с низкой водоотдачей, а следовательно, с высокой стабильностью, и меловая суспензия на водном растворе КМЦ, плотность которой может быть от 1050 до 1300 кг/м3 и с условной вязкостью до 300 с, а также гидрофобные эмульсии с эмульгатором РЭМ Плотность последних может колебаться от 900 до 1300 кг/м3
После того, как скважина заглушена, производят монтаж оборудования и подъемного агрегата Снимают фонтанную арматуру, и работы по очистке призабойной зоны производят следующими способами
Рис. 9 4. Сдвоенная труба.
1 и 7 — предохранительные колпачки
2 — резьбовая муфта наружной трубы,
3 — гладкая муфта внутренней трубы
4 — внутренняя труба, 5 — наружная труба, 6 — ниппель внутренней трубы
368
Рис. 9.5. Вертлюг.
I — стальной корпус, 2 — специальный ниппель, 3 — угольник для подвода промывочной воды,
4 — угольник для отвода жидкости,
5 — патрубок, 6 — резиновое уплот-нительное кольцо, 7 — муфта специ альная, 8 — переводник 9 — патрубок соединяющий внутренние трубы с вертлюгом, 10 — сухари, центрирующие патрубок в переводнике,
II — резиновое уплотнителъное кольцо, 12 — болты, крепящие крышку, 13 — серьга,
14 — ось серьги, 15 — крышки
24 Заказ 129
Рис. 9.6. Беструбный гидробур 2ГБ-90.
1 — долото, 2 — желонка, 3 — плунже]
1 — долото, z — желонка, J — плунжерный насос, 4 — плунжер, 5 — корпус насоса, 6 — боковой клапан, 7 — корпус желонки,
8 — шариковый клапан,
9 — центральная труба 10 — дужка.
а) промывкой забоя скважины жидкостью глушения;
б) разбуриванием песчаной пробки долотом
Выбор того или иного способа зависит от состава пород, образующих пробку, и от ее прочности. Если установлено, что песчаная пробка на забое рыхлая, можно промыть забой скважины жидкостью глушения прямой промывкой, т. е. нагнетанием жидкости через вертлюг и спущенные в скважину НКТ.
Жидкость, поднимаясь по затрубному пространству, захватывает размытый песок и через боковой отвод крестовины выносит его на поверхность. В процессе промывки, спуская НКТ, необходимо следить за давлением, и если оно станет повышаться, необходимо приподнять колонну труб на 1,5 — 2м, не прекращая при этом циркуляцию жидкости. Затем снова начать спуск с промывкой до тех пор, пока НКТ не дойдут до искусственного забоя. В случае, если таким способом песчаную пробку размыть не удается, ее разбуривают долотом на бурильных трубах.
Плотность раствора необходимо определять на протяжении всего времени работы, т. к. разбуриваемый (размываемый) песок увеличивает плотность. Применяют и вариант обратной промывки.
9.4. СОЗДАНИЕ ГРАВИЙНЫХ ФИЛЬТРОВ ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИ СКВАЖИН
Для предотвращения выноса песка из приза-бойной зоны в качестве противопесочных фильтров применяют следующие: проволочные однослойные и многослойные, ме-таллокерамические и сетчатые. Они изготавливаются из стандартных труб с прорезанными в них отверстиями; с проволочной обмоткой; набивные забойные фильтры, заполняемые песком иди другими материалами на поверхности; гравийные набивки из отсортированного песка, образуемые путем заполнения затрубного пространства в интервале залегания продуктивного пласта.
Первые три конструкции фильтров обеспечивают задержание уже вынесенного песка, но они быстро разрушаются. Гравийные набивки обеспечивают искусственное закрепление пород в ПЗП
В необсаженном продуктивном интервале, сложенном слабосцементированными песчаниками, наиболее эффективным методом предотвращения пескопроявлений и обеспечения длительной эксплуатации высокодебитных скважин без снижения
24*
их производительности и остановок на ремонт признано за-канчивание скважин с созданием гравийного фильтра.
При осуществлении этого метода скважину бурят и крепят эксплуатационной колонной до кровли продуктивного пласта, который затем вскрывают пилотным стволом с отбором керна, если это необходимо для определения фракционного состава пластового песка.
После проведения комплекса геофизических исследований расширяют пилотный ствол по всей длине или выборочно механическим расширителем с применением бурового раствора, не ухудшающего коллекторских свойств продуктивного пласта, и определяют конфигурацию ствола с помощью каверномера — профилемера для расчета необходимого объема гравия. Затем в скважину спускают компоновку с фильтром-каркасом, за который намывают в продуктивный интервал гравий с герметизацией кольцевого пространства между компоновкой и эксплуатационной колонной до и после намыва — в зависимости от применяемой техники и технологии.
Большинство исследований гравийных набивок сводится к определению их состава и соотношения между размером щелей хвостовика или частиц гравия и размерами песка, выносимого из пласта. Размер зерен гравия выбирается на основе ситового анализа образцов пластового песка. По результатам ситового анализа строится график распределения зерен пластового песка. По данным зарубежных исследований, минимальный размер гравия должен в 4—6 раз, а максимальный — в 6 раз превышать размер зерен пластового песка, соответствующий 10%-ной точке отсева на графике ситового анализа.
Эффективность работы гравийного фильтра наряду с конструкцией и выбором гравийного материала определяется технологией его установки, в частности, большое значение имеет выбор жидкости — носителя. Применяют вязкие жидкости с низкой скоростью закачки и высокой концентрацией гравия.
С увеличением отклонения ствола скважины от вертикали существенно возрастает сложность и стоимость ее за-канчивания с гравийным фильтром в необсаженном продуктивном интервале. Так, если в скважинах, близких к вертикальным, затраты на создание гравийного фильтра не превышают, как правило, 10% стоимости скважины, то в скважинах с горизонтальным участком ствола, протяженность которого в 10—30 раз превышает толщину продуктивного пласта, затраты на эти работы соизмеримы со стоимостью бурения скважины и не всегда дают ожидаемые результаты. Это обстоятельство необходимо учитывать при проек-
372
тировании заканчивания горизонтальных скважин, предусматривая применения противопесочных фильтров других конструкций в тех случаях, когда их установка не грозит серьезными осложнениями из-за пескопр«>явлений в процессе эксплуатации скважин.
Для создания гравийных фильтров в необсаженном продуктивном интервале ствола скважин при их заканчивании необходимы следующие технические средства и материалы:
— расширитель для увеличения диаметра пилотного ствола;
— гравий и фильтр-каркас гравийной набивки;
— управляемая циркуляционная муфта;
— пакеры для подвески компоновки фильтра-хвостовика в нижней части эксплуатационной колонны и герметизации кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и компоновкой, а также для изоляции непродуктивных пропла-стков — при необходимости;
— установочный инструмент для спуска и установки в скважине компоновки фильтра-хвостовика, для управления плашками и передачи нагрузки на пакер-подвеску;
— устройство с узлом перекрестных потоков — для намыва гравия через циркуляционную муфту за фильтр-каркас, уплотнения гравийной набивки промывкой и др.;
— технологическая оснастка компоновки фильтра-хвостовика (глухая башмачная пробка, башмачный патрубок, центраторы, контрольный фильтр и др.);
— устьевое оборудование, обеспечивающее спуск-подъем и вращение инструмента с циркуляцией (прямой и обратной);
— гравиесмесительная установка для приготовления и подачи в скважину смеси гравия с жидкостью-носителем;
— фильтровальная установка для тонкой очистки жидкости-носителя гравия от механических примесей;
— технологические емкости для промывочной жидкости и жидкости-носителя, насосные агрегаты, нагнетательные и прочие трубопроводы для обвязки наземного оборудования;
— химические реагенты для приготовления промывочной жидкости и жидкости-носителя.
Этот перечень может несколько изменяться в связи с разнообразием устройств и способов, применяемых для создания гравийных фильтров, а также различиями в техническом оснащении буровых установок.
Некоторые позиции перечня не имеют отечественных аналогов и нуждаются в пояснениях.
373
9.4.1. ФИЛЬТР-КАРКАС ГРАВИЙНОЙ НАБИВКИ
К фильтру-каркасу гравийной набивки предъявляются следующие требования он должен обладать необходимой механической прочностью; быть устойчивым против коррозии и эрозионного воздействия; иметь высокую гидропро-водность; удерживать все зерна гравия и не забиваться пластовым песком.
Из известных конструкций фильтров всем этим требованиям в большей степени отвечают проволочно-сварные фильтры фирмы Jonson.
Фильтр этой конструкции состоит из перфорированной круглыми отверстиями несущей трубы с приваренными к ней продольными опорными стержнями, на которые навита с заданным шагом профилированная проволока, приваренная к стержням в точках контакта. Профилированная проволока изготовлена из нержавеющей стали, имеет трапецеидальную форму и при навивке на опорные стержни формирует непрерывную щель, расширяющуюся внутрь фильтра. У таких фильтров большая прочность и пропускная способность, высокая коррозионная и эрозионная стойкость, гладкая наружная поверхность, щель имеет равномерную ширину и не закупоривается механическими частицами в процессе эксплуатации, благодаря своей форме.
Фильтры имеют длину от 0,45 м до 6,5 м; диаметр от 38 мм до 244,5 мм, размер щели от 0,152 мм до 6,35 мм.
9.4.2. УПРАВЛЯЕМАЯ ЦИРКУЛЯЦИОННАЯ МУФТА
Управляемая циркуляционная муфта (рис. 9.7) состоит из корпуса 1 и подвижного вставного цилиндра 2 с двойным уплотнением 3.
В муфте имеются два отверстия, которые открываются и закрываются вращением вставного цилиндра соответственно вправо-влево на 1/4 оборота.
9.4.3. УСТРОЙСТВО С УЗЛОМ ПЕРЕКРЕСТНЫХ ПОТОКОВ (КРОССОВЕР)
Данное устройство, именуемое далее кроссовером применяется в большинстве известных способов создания гравийных фильтров без существенных изменений конструкций. На рис. 9.8. показан общий вид кроссовера, входящего в состав противопесочного комплекса фирмы Lynes и
374
состоящего из корпуса с закрепленными на нем двумя парами колпачковых уплотнений и двумя пружинами, служащими для управления циркуляционной муфтой Между парами уплотнений имеется отверстие, через которое подается смесь гравия с жидкостью-носителем, нагнетаемая прямой циркуляцией по колонне спущенных в скважину труб с кроссовером. Над верхней парой уплотнений к корпусу кроссовера присоединен шарнирный вертлюг с двумя отверстиями для выхода отфильтрованной от гравия жидкости-носителя через узел перекрестных потоков и затрубное пространство. Эти отверстия могут открываться и закрываться с помощью установочного инструмента.
9.4.4. ГРАВИЕСМЕСИ
ТЕЛЬНАЯ
УСТАНОВКА
Установка, предназначенная для смешивания гравия с жидкостью-носителем и подачи смеси в скважину, состоит
из бункера вместимостью 3—4 т с встроенным шнековым питателем, камеры перемешивания и трехцилиндрового насоса, смонтированного на одних салазках с бункером и камерой. Скорость вращения шнека, приводимого в действие гидравлическим двигателем, может управляемо меняться для получения заданной концентрации гравия в смеси Подача гравия в камеру перемешивания дозируется, что обеспечивает однородность смеси при намыве гравийной набивки
Рис. 9.7. Управляемая циркуляционная муфта.
375
\
9.4.5. ФИЛЬТРОВАЛЬНАЯ УСТАНОВКА
Фильтровальная установка состоит из двух вертикальных емкостей, соединенных параллельно, в каждой из которых установлено по 18 фильтроэлементов. Емкости смонтированы на общей раме и обвязаны трубопроводами. Пропускная способность каждой емкости 4,5 л/с. Рабочее давление 8,9х105 Па, максимальный перепад давления 1,4x105 Па. Степень очистки жидкости: отфильтровываются механические частицы размером более 2—5 микрон (в зависимости от типа фильтроэ-лемента).
9.4.6. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ФОРМИРОВАНИЕ
И СВОЙСТВА ГРАВИЙНЫХ ФИЛЬТРОВ
Одним из важнейших факторов считается соотношение между размерами зерен гравия и пластового песка. Оптимальным является соотношение:
drp = (5 - 6) el*,,
где drp — диаметр гравия;
dx — диаметр зерен 50%-ной фракции механического состава пластового песка.
При меньшем размере гравия снижается проницаемость гравийной набивки в процессе эксплуатации скважины вследствие закупорки пластовым песком, а превышение оптимального соотношения ухудшает пескоудерживающую способность фильтра.
На проницаемость гравийной набивки
Рис. 9.8. Устройство с узлом перекрестных потоков (кроссовер).
1 — корпус, 2 — шарнирный вертлюг, 3 — колпачковые уплотнители, 4 — пружины
376
влияет, кроме того, форма гравия и однородность его состава: идеальная модель пористости получается при укладке одинаковых сферических зерен кварцевого песка; он должен быть отсортированным, хорошо окатанным, крупнозернистым с необходимым для конкретных условий размером зерен.
Степень надежности гравийного фильтра во многом зависит и от плотности гравийной набивки за фильтром-каркасом. Повышению плотности набивки способствуют большие скорости нагнетания смеси гравия с жидкостью-носителем; увеличение гидравлического сопротивления кольцевого пространства между внутренней поверхностью фильтра-каркаса и спущенными в него лифтовыми трубами; применение, как уже отмечалось, высококачественного гравия. Установлено также положительное влияние уменьшения концентрации гравия в смеси и повышения плотности жидкости-носителя. Однако без вибрационного или гидродинамического воздействия на гравийную набивку добиться ее высокой плотности затруднительно.
Для успешной транспортировки гравия во взвешенном состоянии за фильтр-каркас в вертикальных скважинах достаточно применения маловязких жидкостей-носителей. С увеличением отклонения ствола скважины от вертикали необходимо повышать вязкость этих жидкостей, так как в противном случае гравий начнет выпадать в осадок под воздействием сил гравитации и формировать в верхней части фильтра-каркаса пробки и завесы, ниже которых гравийная набивка будет иметь низкую плотность и останутся не заполненные гравием пустоты.
Опытным путем установлено, что высоковязкие жидкости (600—700 мПа. с) могут эффективно транспортировать в наклонных скважинах до 1800 кг/м3 гравия, средневязкие (300— 400 мПа. с) удерживают до 480 кг/м3, а жидкости с вязкостью 30—40 мПа. с не пригодны для применения в наклонных скважинах.
Преимущественное применение получили водные растворы полимеров, утрачивающие вязкость после выполнения своего назначения, — доставки гравия во взвешенном состоянии за фильтр-каркас, что достигается добавкой химических реагентов, разжижающих жидкость-носитель через некоторое время. Подбор рецептуры такой жидкости для конкретной скважины производят, исходя из заданного времени начала и полного выпадения гравия в осадок.
Помимо способности удерживать гравий во взвешенном
377
состоянии необходимое время, жидкость-носитель должна обладать также следующими свойствами:
— не вызывать поглощений при намыве гравия за фильтр-каркас;
— стабилизировать глинистые породы и не ухудшать кол-лекторских свойств продуктивного пласта,
— сочетаться с другими флюидами;
— не содержать механических примесей;
— не вызывать коррозии наземного и подземного оборудования, участвующего в создании гравийного фильтра.
9.4.7. УСТАНОВКА ФИЛЬТРА-ХВОСТОВИКА В СКВАЖИНЕ И НАМЫВ ГРАВИЯ ЗА ФИЛЬТР
Создание гравийных фильтров в необсаженном продуктивном интервале с большим отклонением от вертикали и с горизонтальным простиранием ствола имеет свои особенности, оказывающие влияние на компоновку фильтра-хвостовика, на операции по его установке в скважину и намыву гравия за фильтр, что требует отдельного рассмотрения. В остальных случаях наиболее часто применяется на практике компоновка фильтра-хвостовика, в состав которой входят (снизу вверх): башмачный патрубок с глухой башмачной пробкой, секции фильтра-каркаса, надфильтровая труба, короткий сигнальный фильтр, циркуляционная муфта, пакер-подвеска и центратор (рис. 9.9). Узлы компоновки могут отличаться по своей конструкции в зависимости от глубины и профиля скважины, способа намыва гравия, а также в зависимости от фирм-поставщиков оборудования
Длину надфильтровой трубы принимают из расчета создания за ней запаса гравия, достаточного для предотвращения оголения верхней части сборки фильтра-каркаса при уплотнении и усадке гравийной набивки в процессе эксплуатации скважины. Если намыв гравия осуществляется с вибрационным или гидродинамическим воздействием на гравийную набивку, достаточен 10-процентный запас от расчетного количества гравия; при отсутствии такого воздействия запас увеличивают до 20 — 30%.
Когда требуется изоляция непродуктивных пропластков и намыв гравия в 2 и более горизонтов, в компоновку фильтра-хвостовика включают трубные наружные пакеры, дополнительные циркуляционные муфты и «глухие» трубы.
Фильтр-хвостовик с открытыми отверстиями циркуляционной муфты спускают в скважину на бурильных трубах с
J78
установочным инструментом со скоростью, исключающей гидроразрыв продуктивного пласта, и подвешивают в нижней части эксплуатационной колонны с размещением секций фильтра-каркаса в расширенном продуктивном интервале ствола. Герметизацию пакером кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и фильтром-хвостовиком производят до или после намыва гравия — в зависимости от способа намыва (прямой или обратной циркуляции) . После этого спускают компоновку, состоящую из кроссовера с открытыми циркуляционными отверстиями вертлюга и присоединенных к кроссоверу лифтовых труб, длину которых принимают из расчета установки их конца ниже сборки фильтра-каркаса при намыве гравия. Спуск компоновки в скважину осуществляют на бурильных или насосно-компрессорных трубах с установочным инструментом и размещают кроссовер несколько выше циркуляционной муфты фильтра-хвостовика.
Обвязку трубопроводами наземного оборудования при намыве гравия через трубу прямой циркуляцией выполняют по схеме (рис. 9.10), в соответствии с которой жидкость-носитель поступает из емкости 1 на прием насоса 2 и закачивается в камеру перемешивания гравиесмесительной установки 3, откуда готовая смесь гравия с жидкостью-носителем подается через вертлюг 4 в колонну бурильных или насосно-компрессорных труб. Далее смесь поступает через отверстия кроссовера и циркуляционной муфты за фильтр-каркас, где гравий остается на забое, а отфильтрованная жидкость-носитель поднимается по лифтовым трубам к кроссоверу и через узел перекрестных
Рис. 9.9. Компоновка фильтра-хвостовика:
1 — пакер-подвеска, 2 — циркуляционная муфта, 3 — контрольный фильтр, 4 —надфильтровая труба,
5 — секции фильтра-каркаса гравийной набивки,
6 — центратор, 7 — башмачный патрубок, } 8 — глухая башмачная пробка
379
Рис. 9.10. Схема обвязки наземного оборудования при намыве гравия прямой циркуляцией:
1 — емкость для очищенной жидкости-носителя гравия; 2 — насос гравиесмесительной установки;
3 — гравиесмесительная установка; 4 — вертлюг; 5 — емкость для приема жидкости-носителя из скважины;
6 — насос фильтровальной установки, 7 — фильтровальная установка.
потоков попадает в эксплуатационную колонну. По эксплуатационной колонне жидкость-носитель возвращается на поверхность в емкость 5, из которой подается насосом 6 в фильтровальную установку 7 и после очистки от механических примесей поступает в емкость 1 и т.д.
При производстве подготовительных работ предъявляются высокие требования к чистоте всех компонентов, участвующих в процессе намыва гравия: компоновки фильтра-хвостовика и кроссовера тщательно очищают от смазки и загрязнений, а емкости и трубопроводы от ржавчины и остаточных материалов с последующей промывкой; жидкость-носитель и промывочную жидкость отфильтровывают от механических примесей; при спуске в скважину труб с компоновками не допускают излишней смазки свинчиваемых резьбовых соединений.
Процесс намыва гравия начинают с совмещения отверстий кроссовера и циркуляционной муфты. Для этого в кроссовере создают давление порядка 15 • 105 Па и медленно опускают кроссовер до получения резкого падения давления, что свидетельствует о нахождении нижней пары колпачковых уплотнений под открытыми отверстиями циркуляционной муфты. Затем допускают кроссовер наполовину расстояния между парами колпачковых уплотнений для совмещения отверстий циркуляционной муфты и кроссовера; вращением инструмента закрывают отверстия муфты и проверяют надежность закрытия созданием давления в кроссовере. После этого открывают отверстия циркуляционной муфты, убеждаются в наличии циркуляции и приступают к приготовлению и намыву за фильтр-хвостовик смеси гравия с жидкостью-носителем.
В процессе намыва контролируют давление нагнетания смеси и полноту циркуляции, не допуская поглощения жидкости-носителя; поддерживают заданную концентрацию гравия в смеси, следят за полнотой очистки жидкости-носителя, своевременно заменяя фильтрующие элементы в фильтровальной установке.
После резкого повышения (скачка) давления нагнетания, что свидетельствует о перекрытии гравием контрольного фильтра, прекращают намыв, закрывают отверстия циркуляционной муфты и вымывают излишки гравия из труб обратной циркуляцией. Если объем фактически намытого гравия меньше 90% его расчетного количества, производят уплотнение гравийной набивки промывкой. Для этого извлекают из скважины компоновку кроссовера, исключают из нее лифтовые трубы и, спустив кроссовер с закрытыми отверстиями вертлюга в нижнюю часть сборки фильтра-каркаса, осуществляют промывку, перемещая кроссовер вверх в пределах сборки с вра-
381
щением. Затем процессы намыва гравийной набивки и ее уплотнения промывкой повторяют до намыва более 90% расчетного количества гравия. Принципиальные схемы работы узла перекрестных потоков кроссовера при выполнении этих процессов показаны на рис. 9.11.
Рис. 9.11. Схема намыва и уплотнения гравийной набивки с использованием кроссовера:
а — намыв гравия за фильтр-каркас, б — уплотнение гравийной набивки промывкой
1 — кроссовер (А — отверстия вертлюга открыты, Б —закрыты);
2 — пакер-подвеска, 3 — управляемая циркуляционная муфта (А — OTKJ та, Б — закрыта), 4 — трубы, 5 — секции фильтра—каркаса гравийной набивки
382
При описанном способе намыва гравийной набивки, уплотнение которой происходит только за счет сил гравитации, практически невозможно добиться 100-процентной закачки расчетного количества гравия за фильтр-каркас, а неоднократное повторение операций по вымыву излишков гравия, промывке фильтра и намыву гравийной набивки существенно удорожает процесс.
9.5. МЕТОДЫ КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН
Одним из методов борьбы с пескопроявлением в скважинах является крепление призабойной зоны пласта, сложенного слабосцементированным песчаником, с целью создать проницаемый экран.
Для укрепления призабойной зоны пескопроявляющих пластов в качестве вяжущего применяли портландцемент. Однако фильтр с его использованием отличался низкой проницаемостью и требовал прострела перфораторами. При этом он раскалывался, и операции становились безрезультатными. В качестве добавки, «повышающей проницаемость», применяли песок. Результаты отрицательные, особенно при повышенных температурах. Более эффективной технология стала при использовании цементно-солевых и цементно-песчано-солевых смесей (поваренная соль крупностью до 2 мм). Соль растворялась, обеспечивая проницаемость крепи.
Весьма эффективны работы по применению смесей цемента с алюминиевым порошком, при взаимодействии которых (соотношение не более 0,2 — 0,4% от массы сухого цемента) в водной среде выделяется водород; смесь расширяется, образуется пористый камень.
В зарубежной и отечественной практике используются также химические методы предотвращения выноса песка в скважины, которые основаны на использовании эпоксидных, фу-рановых, фенольных и фенолформальдегидных смол, а также смеси их с песком. При проведении операций в скважину закачивается последовательно ряд жидкостей, каждая из которых выполняет свою функцию. Так, спирты используют для растворения смолистых веществ; дизельное топливо позволяет сохранить проницаемость пласта; смола, катализатор и отвер-дитель образуют каркас между песчинками слабосцементированной породы. Используют иногда активаторы. К недостат-
383
кам химических методов относятся невысокая надежность и снижение эффективности обработок через определенный период работы скважины.
9.5.1. КОНТАРЕН-2
В б.ВНИИКРнефть была разработана и испытана технология крепления призабойной зоны пескопроявля-ющих добывающих и паронагнетательных скважин полимерными составами, имеющими широкий температурный диапазон применения (20—260°С), обладающими достаточными прочностными и фильтрационными характеристиками и обеспечивающими ограничение выноса механических примесей скважинными флюидами независимо от степени обводненности добываемой продукции.
Технология крепления призабойной зоны скважин основана на применении метода тампонирования под давлением с использованием полимерных составов, включающих синтетическую смолу, соответствующий отвердитель и реагенты для повышения прочности и проницаемости закрепленной зоны пласта.
Применение этой технологии позволяет снизить содержание песка в добываемой продукции на 30 — 60% и число осложнений, связанных с выносом песка в 1,5 — 2,5 раза с вероятностью 0,8; снизить обводненность добываемой продукции при сохранении общих отборов из скважины.
Контарен-2 представляет собой композицию, включающую наполнитель и полимерообразующие компоненты, в качестве которых использованы суммарные сланцевые акрилрезоцины (состав ТС-10) и уротропин. Их взаимодействие при температуре выше 35°С образует полимер, который представляет собой пространственную трехмерную сетку, характеризуемую значительной густотой, высокой механической прочностью и коррозионной устойчивостью. Сетка способна разрушаться с заметной скоростью только под действием концентрированных (выше 10%) растворов едких щелочей. Термостойкость сетки приближается к 200°С.
Контарен-2 — вязкая нефильтрующаяся суспензия, получаемая при смешении ТС-10, уротропина, едкого натра, воды и наполнителя ШРС-С.
ТС-10 — однородная смесь суммарных сланцевых фенолов, этиленгликоля и водного раствора едкого натра. Эта жидкость темно-коричневого цвета растворяется в воде до соотношения 1:10, имеет плотность при 20°С 1,16 г/см3, температуру замерзания -30°С.
384
Уротропин технический — мелкокристаллический порошок плотностью 1,25 г/см3 Растворимость уротропина в воде при 5—35°С составляет ~ 45% Плотность насыщенного водного раствора 1,1 г/см3
Едкий натр — ингибитор коагуляции и регулятор срока начала загустевания Он выпускается в виде твердой бесцветной массы или в гранулах плотностью 2,13 г/см3
Наполнитель ШРС-С — продукт совместного помола растворимого (поваренная соль) и нерастворимого (руда агломерационная и шлак доменный) наполнителей Нерастворимая часть ШРС-С в составе Контарен-2 служит для создания необходимой прочности отвержденного материала, а растворимая часть — для образования микрощелевых каналов после растворения наполнителя Концентрация соли в тампонажном растворе значительно превышает его предельную растворимость, что и обусловливает получение камня, наполненного кристаллами соли Наличие начальной проницаемости у отвержденного материала позволяет быстрее формировать поровое пространство при вымыве соли водой
Компоненты смешивают в емкостях с перемешивающими устройствами в следующем порядке Сначала растворяют едкий натр в воде или смешивают воду с раствором едкого натра, загружают уротропин и перемешивают до полного растворения В жидкую фазу состава порциями (по пять — шесть мешков) загружают ШРС-С, перемешивают состав в течение 1 — 2 мин В полученную суспензию вводят ТС-10, перемешивают в течение 8 — 10 мин
Состав имеет плотность 1,55 — 1,65 г/см3, растекаемость по конусу АзНИИ 18 — 20 см
Для приготовления 1 м3 состава Контарен-2 расход материалов следующий-
ТС-10, л 270 — 300
Уротропин, кг 90 — 120
Едкий натр, кг 12 — 15
Вода л 220 — 240
ШРС-С, кг 900 — 1000
Свойства состава Контарен-2
Время загустевания при 30°С ч
начало 45 — 50
конец 65 — 72
Время загустевания при 60°С ч
начало 2 — 4
конец 4 — 5
Прочность при сжатии через 24 ч ОЗЦ МПа
до вымыва растворимого наполнителя 6 — 8
после вымыва из него растворимого наполнителя 3,5 — 4,5
Коэффициент проницаемости материала через 24 ч ОЗЦ, мкм2
до вымыва растворимого наполнителя 01 — 03
после вымыва из него растворимого наполнителя 1 — 5
25 Заказ 129
Технология предназначена для применения в добывающих скважинах глубиной до 3000 м, паронагнетательных скважинах глубиной до 1400 м. Забойная температура в добывающих скважинах может быть от 20 до 80°С, а в паронагнетательных — от 200 до 260°С.
Технология применяется, если приемистость скважины перед применением при давлении на устье 5 МПа составляет не менее 0,3 куб. м/мин., перфорированная мощность пласта не превышает 30 м, содержание мехпримесей в добываемой продукции не менее 0,13%, а температура окружающей среды не превышает +45°С и не ниже -10°С.
Технология осуществляется с помощью следующих материалов и реагентов
— смола ТС-10, ТУ 38-1928-74,
— уротропин, ГОСТ 1381-73,
— каустическая сода, ГОСТ 2263-79,
— хлористый натрий, ГОСТ 13830-84,
— соляная кислота, ГОСТ 1382-69,
— фурилофенольная смола ФФ-1СМ, ТУ 59-03-054-36-81,
— фурфурольно-ацетоновый мономер ФА или ФАМ,
ТУ 6-05-1618-73,
— гексаметилендиамин ГМДА, ТУ 113-03-20-71-83,
— промывочная жидкость с плотностью, обеспечивающей безопасность работ и не снижающая проницаемость призабой-ной зоны (нефть, раствор хлористого кальция, пластовая вода и
АР ),
— жидкость-носитель гравия (нефть вязкостью 0,2 — 0,3 Па. с),
— гравий-песок кварцевый окатанный по ТУ 39-989-84 с размером
частиц от 0,3 до 1,6 мм
Перед креплением призабойной зоны определяют продуктивность скважины, содержание мехпримесей и воды в нефти, а также величину пластовой температуры; производят подготовительные работы, включающие промывку скважины до забоя, ее глушение и т. д.; определяют приемистость скважины с использованием пластовой нефти, конденсата или воды, а также другой жидкости, не снижающей проницаемости призабойной зоны пласта.
Если проницаемость скважины при давлении 5МПа на устье меньше 0,3 куб. м/мин., то проводят работы по воздействию на призабойную зону пласта с целью повышения ее приемистости.
В скважинах с низкими пластовыми давлениями (ниже гидростатического) и при эксплуатации которых отмечался длительный вынос песка, что обусловило образование каверны в заколонном пространстве, производят предварительное закачивание песка в каверну с целью ее заполнения (до восста-
386
новления циркуляции). При этом максимальное давление не должно превышать величину давления гидроразрыва пласта.
Перед проведением технологического процесса устанавливают башмак НКТ с воронкой на уровне нижней границы интервала перфорации.
Для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин применяют полимерные составы.
За 1 — 2 суток до начала работ по креплению призабойной зоны производят лабораторный анализ выбранной рецептуры полимерного состава в условиях ожидаемых температур и давлений.
9.5.2. УКРЕПЛЕНИЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ЦЕМЕНТНО-СОЛЯНО-КЕРАМЗИТОВОЙ СМЕСЬЮ
Формированию проницаемого цементного камня способствует введение в цементный раствор пористых наполнителей, предварительно насыщенных водой или легкой нефтью В качестве наполнителей можно применять керамзитовый песок, гранулированную пензу и другие материалы, обладающие открытой пористостью Рациональные размеры гранул наполнителя — 0,5 — 3,0 мм. При этом гранулы свободно проходят через клапанные узлы насоса. Предварительное насыщение гранул жидкостью под вакуумом позволяет сохранить их первоначальную проницаемость и предупреждает попадание цементной суспензии или ее фильтрата в поровое пространство гранул. Приготовленная таким образом цементная смесь седиминтационно устойчива.
Известные способы укрепления призабойной зоны цемент-но-песчаными и смоло-песчаными смесями имеют существенный недостаток, заключающийся в том, что не всегда удается получить при выполнении одной операции два желательных результата — достаточно механически прочный камень, предотвращающий разрушение породы и его удовлетворительную проницаемость, обеспечивающую поступление пластового флюида в скважину.
В значительной степени повысить эффективность работ можно, используя в качестве крепящего материала цементно-соляно-керамзитовую смесь (ЦСКС).
Для приготовления 1 м3 смеси требуется цемента тампо-нажного 200 кг, жидкости для затворения цемента 0,16 м3, диз-топлива 0,5 м3, керамзита фракции 0,4-7-2,5 мм, 0,6 м3 (насыпью).
Состав жидкости затворения: ССБ 20-процентой концент-
25*
387
рации 2 л, дубовый экстракт 1 л, поверхностно-активное вещество ОП-10 — от 1 до 2,5 л, хлористый кальций — от 0,6% при температуре пласта 65°С до 2% при 30°С, воды 155 л.
ССБ и дубовый экстракт используются как пластификаторы цементного раствора, хлористый кальций — для компенсации влияния замедлителей на твердение цемента, каковыми в данном случае являются ССБ и дубовый экстракт
Такая смесь устойчива при нормальных условиях до 1,5-^2 ч, но в скважине под повышенным давлением часть воды отфильтровывается в керамзит и эмульсия теряет стабильность.
Стабильность эмульсии характеризуется временем, в течение которого из смеси выделяется 20% дизтоплива. Оставшегося количества достаточно для обеспечения подвижности, ра-стекаемости смеси, которая должна составлять по конусу Аз-НИИ 17-5-19 см. За 40 мин-*-1 час она может снизиться до 13 см, что является нижним пределом прокачиваемости смесей насосом.
В зависимости от состава и пластовой температуры смесь затвердевает через 1-5-2 суток, образуя камень с прочностью на сжатие до 5,2 МПа и проницаемостью до 0,9 мкм2.
Особенностью ЦСКС является высокая концентрация твердого наполнителя и возможность образования хорошо проницаемого камня значительного в условиях призабойной зоны объема. Поэтому наиболее подходящими объектами для укрепления являются:
— проработавшие длительное время скважины, призабой-ная зона которых сильно дренирована и имеет место ее разрушение с выносом породы на поверхность или образованием песчаноглинистых пробок в эксплуатационном забое;
— частично обводняющиеся скважины, в которых наблюдается разрушение призабойной зоны;
— скважины, в которых из-за разрушения пласта произошло нарушение эксплуатационной колонны в зоне фильтра.
До проведения основной операции по укреплению призабойной зоны проводят подготовительные работы.
Определяют для конкретного объекта необходимый объем крепящей смеси, подготавливают необходимые материалы, емкости объемом 1,5 -5-2 м3в количестве 3 шт. В зависимости от поглощающей способности пласта заполняют (глушат) скважину пластовой водой, соленым раствором или гидрофобной эмульсией. Промывают скважину на 3-5-5 м ниже фильтра эксплуатационной колонны. Проверяют техническое состояние НКТ и спускают их на 5-5-7 м выше интервала, подлежащего укреплению. •'
388
Обвязывают агрегаты со скважиной — один с межтрубным пространством, другой — с трубным. В их мерники набирают по 3-М м3 воды для продавки смеси и необходимых промывок скважины. Спрессовывают все нагнетательные линии давлением на 15-5-20 МПа.
Приготовление крепящей смеси производят непосредственно перед закачкой в скважину в следующей последовательности.
Согласно указанной рецептуре приготовляют жидкость для затворения цемента в объеме 160 л из расчета получения 1 м3 крепящей смеси. При непрерывном перемешивании агрегатом в нее вводят 200 кг цемента. В полученный цементный раствор закачивают 0,5 м3 дизтоплива и тщательно в течение 5 + 7 мин. перемешивают до образования равномерной консистенции цементно-эмульсионного раствора. В него при непрерывном перемешивании вводят 0,6 м3 керамзита фракции 0,4-^2,5 мм. Весь процесс приготовления смеси должен продолжаться 20—30 мин. Полученную цементно-соляно-керамзи-товую смесь сразу же закачивают по НКТ в призабойную зону. После 1 •*• 3-суточного отверждения разбуривают стакан до нижних дыр перфорации и осваивают скважину плавным запуском.
9.5.3. ЦЕМЕНТНО-КАРБОНАТНАЯ СМЕСЬ
Используется технология крепления и состав на цементно-карбонатной основе (ЦКС), который образует в призабойной зоне прочный и проницаемый барьер. Эффективность обработки зависит, главным образом, от качества и количества ЦКС и темпа его нагнетания в пласт, которые определяют условия формирования в призабойной зоне пласта относительно прочного и проницаемого экрана.
Количество компонентов, входящих в ЦКС на одну обработку, зависит от объема твердой фазы, оседающей на забое и выносимой на поверхность восходящей струей, и определяется по формуле:
где G, V — потребное количество компонентов состава, соответственно, в т и м3;
Yp, Yn — объемные массы цементно-карбонатного бетона и песчаной пробки, т/м3;
d — диаметр эксплуатационной колонны, м;
?Н — суммарная мощность пробки за период эксплуатации рассматриваемого объекта, м;
389
? Q — суммарная добыча флюида, м3;
q — количество выносимого песка в единице о&ьема жидкости, т/м3;
К — коэффициент возмещения;
а — коэффициент, учитывающий изменение объемного веса породы по отношению к пластовым условиям, может быть принят равным 0,89.
Коэффициент возмещения представляет собой отношение объема закачиваемого материала к объему, извлеченному на поверхность песка, и должен составлять не менее 0,6.
Приближенная оценка размеров закрепленной зоны может быть определена по следующей формуле:
'*~^0,7*5Kh + D''
где D3, DK —диаметр противопесочного экрана и каверны, м;
h — интервал фильтра, подлежащий закреплению, м. Практика показывает, что в зависимости от степени дрени-рованности объекта на один погонный метр фильтра требуется от 0,5 до 2 м3ЦКС. Учитывая возможность гравитационного разделения закачиваемых смесей в призабойную зону, мощность обрабатываемого участка должна быть ограничена интервалом фильтра до 10м. Объем жидкости для продавки ЦКС в пласт определяется по формуле:
Wn =WK+W3 + 0,7850^. hj
где WK — объем насосно-компрессорных труб, м3;
W3 — объем эксплуатационной колонны от башмака НКТ до нижних отверстий интервала обрабатываемого участка фильтра или подпакерной зоны, м3.
Практикой обработки скважин составом ЦКС установлено, что расчетный объем продавочной жидкости Wn необходимо увеличить на 1,5 — 2,0% от расчетного, но не менее чем на 0,1 м3 с целью гарантии от возможных прихватов насосно-компрессорных труб. Кроме того, при расчете объема продавочной жидкости неодходимо учитывать начало и конец схватывания состава. Это связано с тем, что этапы технологического процесса в зависимости от характера обрабывытаемого пласта и принятой схемы крепления призабойной зоны могут меняться от времени начала схватывания.
Время, необходимое для продавки ЦКС в выбранный ин-
390
тервал фильтровой зоны, слагается из продолжительности закачки состава в насосно-комрессорные трубы и продавки его в пласт. При определении времени, затрачиваемого для приготовления ЦКС, следует учитывать необходимость проведения вспомогательных работ в максимально короткие сроки. В балансе времени всех операций по креплению необходимо учитывать время на возможные остановки (20 — 30 мин.). Кроме того, как показала практика, максимальный темп нагнетания смеси в пласт способствует повышению успешности крепления.
В составе на цементно-карбонатной основе используются широкодоступные, недефицитные и не обладающие токсичными свойствами вещества.
Исходными компонентами состава являются:
— портландцемент тампонажный;
— карбонатный песок (фракция 0,5—5,0), содержащий СаСО3 не менее 90%;
— кислота соляная синтетическая, техническая — по ГОСТУ;
— нефть — по ГОСТУ 9965-76;
— вода техническая (пресная или морская);
— чистый и однородный кварцевый песок (фракция 0,5—0,85).
Состав на цементно-карбонатной основе изготавливается Управлением по повышению нефтеотдачи пластов и другими предприятиями, занимающимися воздействием на призабой-ную зону скважин.
Объемная масса цементно-карбонатного раствора должна составлять 1900 кг/м3. Растекаемость состава — 18 см по конусу АзНИИ. Механическая прочность образца ЦКС не менее 2 МПа через трое суток твердения в скважинных условиях. Проницаемость ЦКС — 0,3 — 0,5 мкм2.
Цемент тампонажный по отношению к твердой фазе состава берется в массовых частях в соотношении от 1:1 до 2:1.
Фракционный карбонатный песок, являющийся активным наполнителем, берется в соотношении от двух до трех массовых частей по отношению к твердой фазе компонентов.
Нефть, входящая в состав жидкости затворения ЦКС и являющаяся замедлителем начала схватывания бетона, увеличивает продолжительность действия соляной кислоты на карбонатное вещество, берется в количестве 2% по массе твердой фазы. Используемая нефть одновременно является песконоси-
391
телем. По своим физико-механическим показателям она должна соответствовать нефти обрабатываемого горизонта. Нефть-песконоситель берется по массе песка в соотношении 3: 1 . Техническая вода используется для затворения ЦКС и в качестве продавочной жидкости.
Водный раствор соляной технической кислоты, являющейся активным растворителем, берется в массовых соотношениях 3:1 к карбонатной составляющей тампонажного камня.
Максимальное пластовое давление не должно превышать 10 МПа, а забойная температура — 50°С. В каждом отдельном случае пластовое давление и температура пласта должны быть ниже критических значений, при которых СО2 не находится в растворенном состоянии.
Для крепления ЦКС используются:
— цементировочные и насосные агрегаты — ЗЦА-400;
— цементно-смесительные агрегаты СМ-20;
— кислотный агрегат — АЗИНМАШ-ЗОА;
— автоцистерна — 4 ЦР.
Расположение агрегатов при креплении призабойной зоны пласта цементно-карбо-натным составом показано на рис. 9.12.
Приготовление цементно-карбонатного состава согласно схеме рис. 9.12 осуществляется следующим образом. Техническая вода по линии 6 _ и нефть из автоцистерны 9 по-
^8 ~~й | I з t даются в замерную емкость
N— / оь_ \__/ агрегата 8 для приготовления
водонефтяной эмульсии. Одновременно цементно-смеси-тельной машиной 5 приготавливается цементный раствор, откуда агрегатом 4 он подается в смеситель машины 7 для обогащения карбонатным материалом. Нагнетание соляной кислоты осуществляется кислотным агрегатом 2, а подача ЦКС в скважину 1 — насос-ным агрегатом 3.
расположения
392
Перед обработкой ЦКС необходимо провести подготовительные и исследовательские работы на скважине:
— определить процент мехпримесей и их вещественный фракционный состав;
— замерить глубину забоя и при наличии песчаной пробки произвести очистку или промывку ее;
— проверить статический уровень жидкости снятием кривых восстановления или снижения уровня. Обследовать состояние колонны, определить профиль поглощения;
— после проведения подготовительных работ приступают к подготовке скважины и обработке ее ЦКС.
В скважине перед креплением определяют поглотительную способность пласта, которая должна составлять не менее 0,007 м3/с при избыточных давлениях, обеспечивающих сохранность обсадной колонны и насосно-компрессорных труб. Закачивают в скважину буферную жидкость (нефть в количестве 0,1 — 0,2 м3). При наличии в пласте значительной выработки производится стабилизация призабойной зоны кварцевым песком при помощи нефти-песконосителя, одновременно выполняющей роль буферной жидкости. Вслед за нефтью нагнетают в трубы солянокислотный раствор в объеме 3:1 от массы карбонатной составляющей компонентов состава, после чего опять подают буферную жидкость 0,1 — 0,2 м3.
Закачивают в скважину ЦКС согласно нижеприведенным рекомендациям. Когда поступление песка в скважину продолжается без притока жидкости (Рпл = Рмб), устье скважины оборудуется манжетной головкой типа «ЦИСОН», башмак НКТ располагается на уровне нижних отверстий фильтра и закачка ЦКС ведется через шланг высокого давления при непрерывном возвратно-поступательном перемещении колонны труб.
Продавочной жидкостью ЦКС продавливают в призабой-ную зону пласта. При продавке в пласт крепящего состава необходимо стремиться к максимальному темпу нагнетания как одного из факторов, определяющих успешность крепления.
После окончания процесса, при наличии давления, герметизируют устье скважины и в течение 72 ч ведут наблюдение за регистрирующим манометром. Через 3 — 5 суток после затвердения раствора проверяется забой и уровень, при наличии пробки производится ее чистка (промывка) или разбуривание.
Пуск скважины в эксплуатацию необходимо осуществлять методом постепенного увеличения депрессии с наблюдением за показателем пескопроявления (отбор проб на мех-примеси).
393
9.5.4. КРЕПЛЕНИЕ ПРИЗАБОИНОИ ЗОНЫ СМОЛОПЕСЧАНЫМИ СМЕСЯМИ
Для повышения эффективности крепления и увеличения продолжительности эффекта по скважинам с ростом в продукции содержания воды разработана технология (применительно к условиям IV горизонта Анастасиевско-Троицко-го месторождения, Краснодарский край) приготовления смо-лопесчаной смеси заданной проницаемости и закачки ее в при-забойную зону. Данный технологический процесс предусматривает образование в призабоинои зоне и в самом стволе смо-лопесчаного проницаемого фильтра по всей вскрытой толщине в виде блокирующей кольцевой зоны вокруг ствола скважины в интервале перфорации. Смолопесчаный фильтр может быть также создан в виде искусственной пробки на забое или же комбинации зоны и пробки. После затвердевания смо-лопесчаной смеси в призабоинои зоне образуется матрица с высокой проницаемостью достаточной прочности. Для надежного крепления вполне достаточно проникновение смолопес-чаной смеси в пласт на глубину до 10 см. Эта защитная зона способна предотвратить поступление песка в скважину, увеличить отбор нефти и осуществить эксплуатацию скважин бескомпрессорным регулируемым способом, рационально используя энергетические ресурсы залежи.
С увеличением в смоле количества гранулированного песка (фракции 0,4—0,8 мм) проницаемость возрастает и достигает 400 мкм2 при содержании песка 200 г/л, а прочность на сжатие уменьшается (при комнатных условиях). При испытании смолопесчаных образцов на сжатие установлена их высокая прочность при сравнительно коротких сроках твердения (16—21 ч). Смолопесчаная смесь имеет высокую степень адгезии с металлом, что подтверждается прочностью отвердевшей смолопесчаной смеси в трубах. Высокая прочность на сжатие позволяет создавать в скважинах депрессии на пласт значительно выше, чем до обработки и получать такие же дебиты, но при отсутствии выноса песка.
Данная технология установки смолопесчаного фильтра включает следующие операции:
скважину при наличии песчаной пробки промывают;
для закачки приготовленной смолопесчаной смеси башмак насоснокомпрессорных труб (НКТ) устанавливают у верхних отверстий фильтра (при отсутствии песчаной пробки подъем труб не производят),
определяют приемистость пласта путем закачки нефти при максимальной скорости агрегата;
394
закачивают в НКТ 0,5 м3 технической HCI и в качестве буфера — 0,2 м3 нефти;
в агрегате ЦА-320 производят перемешивание смолы ВР с подкисленной водой в пропорции 1:1 (4—5-процентной концентрации HCI на 1 м3 смолы);
выводят на режим работы пескосмесительный агрегат на воде с последующей закачкой приготовленного раствора смолы;
полученную равномерно размешанную смолопесчаную смесь направляют в АН-700 и в насосно-компрессорные трубы;
затем закачивают буферную нефть и HCI в количестве 0,2 и 0,5 м3 соответственно;
смолопесчаную смесь нефтью продавливают на забой (объем нефти по расчету) и в затрубное пространство (0,2 м3);
по окончании операции скважину закрывают на 12 — 72 ч.
Весь процесс установки смолопесчаного фильтра осуществляется в течение 30 мин.
Принципиальная схема обвязки агрегатов с устьем скважины для процесса крепления рыхлых пород призабоинои зоны скважин смолопесча-ной смесью представлена на рис. 9.13.
9.5.5. КРЕПЛЕНИЕ КАВЕРНОЗНОЙ ПРИЗАБОИНОИ ЗОНЫ ПЛАСТА ВСПЕНЕННЫМИ СМОЛАМИ
Многолетний опыт применения синтетических смол для крепления призабоинои зоны скважин IV горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения показывает, что устранить вынос песка не всегда удается. Изыскиваются новые способы крепления.
В целях более полного заполнения каверны за эксплуатационной колонной применяется технология крепления приза-
Рис. 9.13. Схема обвязки агрегатов с устьем скважины для установки смолопесчаного фильтра:
1 — автоцистерна с нефтью,
2 — агрегат АЗИНМАШ-ЗОА с соляной кислотой,
3 — агрегат АН-700 для закачки смолопесчаной смеси и продавлива-ния ее в НКТ с нефтью,
4 — пескосмесительный агрегат 4ПА,
5 — агрегат ЦА-320 для перемешивания смолы с подкисленной водой и для продавливания нефти в затрубное пространство,
6 — устье скважины
395
бойной зоны вспененными смолами. Вспененная смола обладает проницаемостью 300—500 мкм2 и скрепляет пластовый песок в проницаемый массив с прочностью на сжатие 1,5 — 3,0 МПа. Значительная механическая прочность обработанных вспененной смолой песков свидетельствует о наличии прочных связей между отдельными зернами. Силы сцепления между зернами песка достигают величины 0,8 — 1,7 МПа. Высокая механическая прочность на сжатие согласуется с высокой устойчивостью обработанных вспененной смолой песков размыву потоком фильтрующейся жидкости.
Способ крепления призабойной зоны вспененной смолой заключается в том, что закачиваемую в призабойную зону фенолформальдегидную смолу приводят во вспененно-прони-цаемое отвердевшее состояние. Для этого смолу смешивают с вспенивателем-отвердителем, и в процессе реакции на забое образуется проницаемый пенопласт, увеличивающийся в объеме в 5—6 раз по сравнению с исходным, заполняющим полностью каверну и всю фильтровую часть скважины. Таким образом устраняются все условия для дальнейшего нарушения призабойной зоны. Вспененная смола выходит за пределы фильтра, предупреждая в дальнейшем обрушение кровли эксплуатационного объекта.
Способ обработки призабойной зоны скважин вспененной смолой может быть применен в скважинах с забойными температурами от 20 до 110°С. На скважине этот способ осуществляется следующим образом.
При подготовке скважины к креплению ее очищают от песчаной пробки.
Приготавливают ингредиенты для получения вспененной полимерной композиции со следующим массовым содержанием (части):
Фенолформальдегидная смола..... .......100
Поверхностно-активное вещество (ПАВ), превоцелл . . . 2,9 — 3,2 Пигментная алюминиевая пудра (ПАП) . . . 1,5 — 1,95
ПАВ и ПАП смешивают, получая пасту, причем ПАВ должно быть подогрето до текучего состояния.
Состав вспенивающе-отверждающего агента (BOA) с массовым содержанием (части) приведен ниже.
Бензосульфокислота (БСК)......................18 — 21,2
Диэтиленгликоль (ДЭГ)........................5,6 — 7,1
Ортофосфорная кислота.......,, , . „. f,..,...... 7,4 — 9,7
Перед приготовлением BOA БСК подогревают до 70—80°С, затем вводят ДЭГ и ортофосфорную кислоту. Полученную смесь сливают в стеклянные бутыли. Приготовление вспененной смолы основано на последовательном перемешивании смолы с приготовленной пастой (ПАВ + ПАП) и с BOA. На 1 т смолы берут 8 кг ПАП и 12 кг ПАВ.
Обработка призабойной зоны скважины вспененной смолой позволяет производить крепление рыхлых несцементированных песков в скважине по всей толще продуктивного интервала с полным заполнением каверн, как в пределах фильтра, так и выше его, устраняется возможность проникновения смолы только в высокопроницаемые пропластки, снижается расход смолы в 3—4 раза за счет увеличения объема при вспенивании, снижается время на освоение скважины и вывод ее на технологический режим.
9.5.6. КРЕПЛЕНИЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ РЕЗОЛФОРМАЛЬДЕГИДНОЙ СМОЛОЙ СФЖ-3012
В целях совершенствования технологии крепления призабойной зоны и применения более эффективных крепителей на основе синтетических смол была разработана технология крепления с помощью резолформальдегидной смолы СФЖ-3012 (б. BP-I).
Эта смола представляет собой однородную жидкость красновато-коричневого цвета, хорошо растворимую в воде и нерастворимую в нефтепродуктах и кислотах, плотность ее 1,15 — 1,16 г/см3 при 20°С, содержание сухого остатка не более 40%. Смолу можно применять при температуре пластов от 20 до 150°С.
Для обработки скважин применяют раствор, содержащий 50% смолы СФЖ-3012, 35% воды и 15% соляной кислоты 10-процентной концентрации. Указанные компоненты смешивают непосредственно перед закачкой или в процессе закачки их в скважину.
Отвердевшая смола СФЖ-3012 представляет собой полимер, нерастворимый в воде, нефтепродуктах и кислотах. Прочность полимера в течение 3 сут. увеличивается от 35 до 50 МПа, а затем остается постоянной. В призабойной зоне смола скрепляет несцементированную породу (песок) в прочную проницаемую массу, образуя фильтр.
Объем смолы, необходимой для обработки скважин, можно определить по формуле:
397
VCM = 0,785 К (D2 - d2) • h • тэф;
где К — коэффициент, учитывающий потери смолы;
D — внешний диаметр укрепляемой зоны, м;
d — наружный диаметр обсадной колонны, м;
h — толщина пласта (длина фильтра), м;
тэф — коэффициент эффективной пористости.
Установлено, что на 1 м обрабатываемого интервала пласта требуется минимум 0,25 м3 смолы. В сильно дренированных скважинах, осложненных кавернами, расход смолы возрастает до 1 м3 и более
В некоторых случаях расход смолы на одну обработку может быть ограничен приемистостью скважины и регулированием времени начала отвердения смолы.
9.5.7. СЛАНЦЕВЫЙ КРЕПИТЕЛЬ РЫХЛЫХ ПОРОД ПЗП
Сланцевая смола в основной массе состоит из углерода и водорода. Характерным отношением С:Н является величина 6,5—7,0. Смола не содержит твердых парафинов и поэтому является подвижной жидкостью и обладает довольно низкими температурами застывания (минус 25—30°С). Плотность сырых сланцевых смол 0,98—1,06 г/см3, молекулярная масса 210— 270. Смоляные сланцевые фенолы ССФ представляет собой жидкость темно-коричневого цвета с характерным фенольным запахом. Он слабо растворяется в воде и не растворяется в бензине. Применяется в качестве сырья для синтеза сланцевых фе-нолформальдегидных клеевых смол*. Смоляные сланцевые фенолы отличаются высокой реакционной способностью.
При конденсации этих фенолов с формальдегидом в присутствии щелочей получается термореактивная смола. Она отличается хорошей подвижностью и смачивающей способностью, короткими сроками потерь подвижности (от 30 мин. до 6 ч.) и перехода в твердое состояние (2—72 ч.) в зависимости от пластовой температуры и количества вводимого катализатора в широком интервале температур 20—100°С. Наилучшие результаты крепления рыхлых песков в лабораторных условиях были получены при следующих соотношениях компонентов.
Реагент Массовое содержание, части ССФ (180—280°С) 100
Формалин 37-процентный 100
Едкий натрий 50-процентный 10—12
"Получают эти фенолы при ректификации очищенных от нейтральных масел суммарных фенолов, которые выделяются иэ фракций сланцевых смол.
398
ССФ хорошо связывает кварцевые пески в прочную проницаемую массу. Предел прочности при сжатии нефте- и во-донасыщенных сцементированных песков колеблется в пределах 3,0—2,9 МПа. Прочность крепления возрастает в первые трое суток с повышением температуры, а затем остается постоянной. Сила сцепления между песчинками достигает 0,8— 1,7 МПа, в то время как сила их сцепления в нефтяных пластах не превышает 0,25 МПа. Скрепленные пески не размываются потоком фильтрующейся жидкости при градиентах давления 0,5—0,7 МПа/м, в то время как пески нефтеносных объектов разрушаются при градиентах 0,002—0,1 МПа/м. Причем, если пески нефтяных пластов при достижении критического градиента разрушаются с полной потерей связей между частицами (рассыпаются), то у искусственно сцементированных смоло-образующим составом песков разрушаются лишь отдельные узкие участки, а весь массив сохраняется.
Процесс крепления призабойной зоны скважин включает образование смолы непосредственно в призабойной зоне, куда через насосно-компрессорные трубы поступают исходные реагенты.
Перед закачкой в емкость одного цементировочного агрегата заливают фенолы, а в емкость второго — щелочь и формалин, которые тщательно перемешивают. Затем содержимое обоих агрегатов через тройник закачивают в насосно-компрессорные трубы, после чего смесь продавливают в пласт нефтью. Реакция поликонденсации ССФ (180—280°С) с формальдегидом и щелочью экзотермическая, а температура в смеси достигает 100°С. Это ускоряет процесс образования и отвердения смолы в пластовых условиях.
В отвердевшей смеси выделившаяся вода образует поры, в результате этого после крепления призабойной зоны дебит скважин практически не снижается.
Время, необходимое для подачи смолообразующего состава в выработанный интервал, складывается из времени, необходимого для закачки смолообразующего состава в насосно-компрессорные трубы и продавливания его в пласт. Для пластов повышенной проницаемости (свыше 500 мкм2) время начала отвердения смолообразующего состава должно быть не более 40 мин.
9.5.8. КРЕПЛЕНИЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СПОСОБОМ КОКСОВАНИЯ НЕФТИ
При разработке нефтяных месторождений термическими методами одним из перспективных способов борьбы с выносом песка является крепление призабойной зоны
399
способом коксования нефти. Сущность способа крепления коксованием состоит в получении кокса в пласте в качестве вяжущего материала за счет продолжительного окисления нефти в призабойной зоне горячим воздухом.
Известно, что термическое разложение нефти завершается образованием твердого углеродистого остатка — кокса. С повышением давления (свыше 1,0 МПа) скорость деструкции нефти снижается, выход газообразных продуктов распада уменьшается, а количество твердых продуктов реакции увеличивается. При нагнетании горячего воздуха в условиях термического разложения нефти при температуре 260—450°С кислород взаимодействует с компонентами нефти, образуя пары воды, двуокись углерода и низкомолекулярные продукты окисления (эфиры, кислоты, альдегиды). При этом структура и свойства остатка нефти значительно изменяются из-за возрастания количества асфальтенов, которые являются коксообразующим материалом нефти.
Опытные обработки скважин в целях крепления их приза-бойных зон коксованием проводили на месторождении Павлова Гора (Краснодарский край). Нефть этого месторождения содержит селикагелевых смол 15—20%, коксуемость 4,5—5,3%.
В ходе этих работ установлено, что на эффективность крепления призабойной зоны коксованием нефти влияют следующие факторы: темпы закачки и повышения температуры нагретого воздуха, максимальная температура, продолжительность обработки, расход энергии (А.Р.Гарушев).
Для скважин подобных месторождений рекомендуется темп нагнетания воздуха выдерживать в пределах 900—1000 м3/сут. на 1 м толщины пласта. Температура нагнетаемого воздуха в течение первых суток повышается до 300°С, темп повышения температуры 10—15°С в час. Температура 300°С поддерживается постоянной почти весь период обработки и только в конце процесса поднимается до 350—400°С. Продолжительность процесса определяется либо по среднему расходу тепловой энергии на 1 м толщины пласта, либо по обнаруживанию момента возникновения очага горения. Среднее значение относительного расхода тепловой энергии по промысловым данным составляет примерно 580—1160 кВт/ч/м.
В целом же способ крепления путем коксования нефти является перспективным и должен найти применение в определенных геологопромысловых условиях.
На главную страницу