Способы ликвидации песчаных пробок в скважинах

Содержание

Введение…………………………………………………………………3

Физические основы разрушения скелета продуктивных пластов при  эксплуатации скважин…………………………………………………..4

Влияние технологических  параметров работы на интенсивность  образования песчаных пробок в скважинах…………………………………………7

Способы предотвращения образования  в стволе скважин песчаных пробок………………………………………………………………….10

Технологии удаления песчаных пробок……………………………..14

Список литературы……………………………………………………..20

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

В процессе эксплуатации нефтяных скважин в стволе образуются песчаные пробки, которые в ряде случаев  доходят до интервалов перфорации эксплуатационной колонны и приводят к снижению дебита, а в ряде случаев к полному  прекращению поступления жидкости из пласта. Особенно интенсивно процесс  образования песчаных пробок происходит на месторождениях нефти, продуктивные горизонты которых представлены слабосцементированными песчаниками  и глино-песчанистыми горными породами. Необходимость промывки песчаных пробок создает проблемы технического характера, связанные с необходимостью проведения монтажно-демонтажных работ, а также  с необходимостью применения специального оборудования для промывки ствола скважины. Кроме этого, процесс образования  пробок и последующие работы по их ликвидации приводят к снижению добычи нефти и снижают экономическую  эффективность добычи нефти скважинными  штанговыми насосами. Один из способов очистки обсаженного ствола скважины от песчаных пробок - с помощью беструбных гидробуров.

 

 

 

 

 

 

Физические основы разрушения скелета продуктивных пластов  при эксплуатации скважин.

Мероприятия по борьбе с пескообразованием  в процессе нефтедобычи

Процесс пескообразования при эксплуатации нефтяных скважин вызывается рядом  причин, например, наличием слабосцементированных  пород-коллекторов, слабой устойчивостью  коллекторских пород фильтрационному  размыву, что обуславливает разрушение скелета пласта и поступление  частиц песка и глинистых пород  на забой скважины.

Пескообразование приводит к значительным осложнениям в ходе эксплуатации добывающих скважин: частично или полностью  перекрывается фильтр скважины и  снижается ее производительность, выносимые  частицы песка способны вызвать  заклинивание плунжера либо рабочего колеса, соответственно, в цилиндре ШГН и корпусе ЭЦН, прихват  подъемных труб, деформацию колонн и другие последствия, требующие  продолжительной и трудоемкой работы бригад текущего и капитального ремонтов. При этом уменьшается межремонтный период работы скважины, увеличивается  себестоимость добываемой нефти  и ее недобор, связанный с ремонтными работами. Следствием выноса песка  является и отложение песка в  наземном оборудовании, трубопроводах.

Необходимо отметить, что пескопроявление  имеет место как в скважинах, где проводился ГРП, так и тех, где данный метод повышения нефтеотдачи  не использовался. Это указывает  на то, что вынос песка в большей  степени связан с геологическим  строением продуктивных пластов, сложенных  слабосцементированными коллекторами.

На вынос механических примесей существенно влияет нестационарность параметров эксплуатации скважин: изменение  притока жидкости из пласта в скважину и, как следствие, изменение в  ее дебите; простои в работе скважины, вызванные кратковременным отключением  электроэнергии, проведением ПРС  и другими причинами. Зачастую вынос  механических примесей связан и с неудовлетворительной подготовкой скважины к освоению после проведения капитального ремонта.

Существующие мероприятия по борьбе с пескообразованием условно  подразделяются на две группы: проведение работ по уменьшению отрицательных  последствий данного явления  и предотвращение выноса песка из пласта.

К первой группе относятся различные  способы ликвидации песчаных пробок, что обеспечивается выносом поступающих  из пласта частиц на поверхность, применение полых штанг, спуск хвостовиков  в пределы продуктивной зоны, подлив жидкости. Реализация этих мероприятий  предполагает очистку поверхностных  коммуникаций от вынесенного песка.

Наиболее эффективными являются методы борьбы с пескопроявлениями, в основу которых положен принцип предотвращения выноса песка в скважину.

Простым, но эффективным методом  является ограничение отборов жидкости из скважины и выбор оптимальных  рабочих депрессий, исключающих  разрушение ПЗП. Как правило, в слабосцементированном  коллекторе при форсированном отборе жидкости из скважины увеличивается  количество выносимых механических примесей. Этому способствует и нестабильность в режимах эксплуатации скважин  и работе насосного оборудования. Нестационарность параметров эксплуатации в большей мере характерна для  скважин, находящихся в зоне с  пониженным пластовым давлением.

Любые, даже кратковременные остановки, например, при отключении электроэнергии, после запуска насоса приводят к  кратковременному пиковому увеличению содержания механических примесей в  скважинной продукции. Для стабилизации режимов работы ЭЦН целесообразно  применять вариатор числа оборотов электродвигателя (преобразователь  частоты) для обеспечения плавного запуска и вывода скважины на режим. На скважинах с интенсивным выносом  механических примесей повышение надежности ЭЦН достигается при работе насосных агрегатов на частотах ниже номинальных, например, при снижении частоты на 20 %, т.е. до 40 Гц, надежность насосного агрегата возрастает на 25 %. Стабилизация режимов работы ШГН достигается увеличением глубины спуска насосов, применением хвостовиков, газосепараторов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Влияние технологических  параметров работы на интенсивность  образования песчаных пробок в скважинах.

Под технологическим режимом  эксплуатации понимается режим, при  котором поддерживается определённое соотношение между дебитом скважины и забойным давлением или его  градиентом. С математической точки  зрения технологический режим эксплуатации скважин определяют граничные условия на забое, знать которые необходимо для интегрирования дифференциального уравнения фильтрации газа к скважине.

Принципы выбора оптимального режима. При установлении технологического режима эксплуатации используют исходные данные, накопленные в процессе поиска залежи, разведки и опытной эксплуатации месторождения. Эти данные являются результатами геологических, геофизических, газогидродинамических, газоконденсатных исследований и лабораторного изучения образцов коллекторов и насыщающих их жидкостей и газов. Количество и качество этих исследований не всегда соответствуют нормам и положениям, соблюдение которых но правилам разработки является обязательным. Указанные несоответствия в большинстве случаев закономерны и связаны со спецификой  газовых месторождений. В частности, как правило, газовые залежи неоднородны но площади и по разрезу, их емкостные и фильтрационные параметры, запасы определяются неточно, в начальный период разработки отсутствует достаточное число скважин для получения достоверной информации.

На технологический режим  эксплуатации влияет множество факторов, причем влияние различных факторов может быть как однонаправленным, так и разнонаправленным. Поэтому  при недостаточно глубоком изучении этих вопросов установленный режим  может оказаться неправильным.

Нередко влияние одного фактора  противоречит другому, что не позволяет  учесть всю совокупность факторов. Поэтому для установления технологического режима эксплуатации газовых скважин с учетом "всех" факторов должны быть обоснованы и рекомендованы соответствующие принципы и математические критерии. Такие принципы и критерии могут быть реализованы путем обобщения по группам различных факторов.   Причем, используя накопленный опыт установления технологического режима эксплуатации газовых скважин, заблаговременно можно исключить часть факторов, связанных с условиями вскрытия, свойствами промывочной жидкости, совершенством скважины, образованием пробок, техникой и технологией сбора, осушки и очистки газа и др. Тогда к основным факторам, влияющим на технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, можно отнести следующие:

·         деформацию и устойчивость к разрушению продуктивного разреза;

·         наличие активной подошвенной или контурной воды, способной по сверхпроницаемым пропласткам сравнительно быстро обводнить скважины, вскрывшие газоносную толщину, включая сверхпроницаемый пропласток;

·         условия вскрытия пласта, степень и характер вскрытия с учетом близости контактов газ—нефть или газ-вода;

·         возможность образования жидкостных или песчано-жидкостных пробок в процессе эксплуатации;

·         наличие коррозионно-активных компонентов в составе добываемого газа и пластовой воды, концентрацию этих компонентов, давление, температуру и скорость потока по стволу скважины;

·         многопластовость, различие составов газов, давлений и температур отдельных пропластков, наличие или отсутствие гидродинамической связи между ними и последовательность их залегания, одинаковость уровня газоводяных контактов, неоднородность разреза по прочностным и фильтрационным признакам.

По мере истощения залежи, продвижения подошвенной и контурной  воды, снижения дебита газа во времени, уменьшения пластового и забойного  давлений наступает время, когда  установленный режим не обеспечивается, и тогда необходимо изменить выбранный  технологический режим эксплуатации. Вновь устанавливаемый технологический  режим эксплуатации также обосновывается, как и в начале разработки месторождения.

Независимо от разработки при установлении оптимальных  технологических режимов эксплуатации необходимо придерживаться следующих  принципов:

·         полностью учитывать геолого-промысловую характеристику залежи; полностью учитывать технологическую и техническую характеристики скважинного и наземного оборудования;

·         рационально использовать естественную энергию газоносного, нефтеносного (при наличии нефтяной оторочки) пластов и водонапорной системы;

·         полностью удовлетворять требования закона об охране окружающей среды и рациональном использовании природных ресурсов;

·         максимально гарантировать надежность работы в установленные сроки всего комплекса систем пласт-начало газопровода;

·         обеспечивать наибольшую производительность газовых скважин в предусмотренный планом период разработки залежи;

·         максимально учитывать возможность снятия ограничений, снижающих дебиты скважин, и предусматривать меры по интенсификации добычи газа:

·         своевременно изменять ранее установленные, но непригодные на данном этапе разработки технологические режимы эксплуатации скважин на новые режимы;

·         обеспечивать предусмотренную планом добычу газа при минимальных капитальных вложениях и эксплуатационных затратах.

При полном и безусловном  соблюдении перечисленных выше принципов  установления технологического режима эксплуатации будет достигнута рациональная разработка

Способы предотвращения песчаных пробок в скважинах

При разработке пластов, сложенных  рыхлыми породами в призабойной  зоне разрушается скелет пласта. В  этом случае жидкость и газ во время  движения по пласту увлекают в скважину значительное количество песка. Если скорость недостаточна для подъема песчинок, то они осаждаются на забое, образуя  пробку, прекращая доступ флюида из пласта. Поэтому для возобновления  нормальной эксплуатации скважины необходимо очистить забой от песка. Разберем наиболее используемые способы.

• Прямая промывка скважины от песчаной пробки – процесс удаления из нее песка путем нагнетания промывочной жидкости внутрь спущенных НКТ и выноса размытой породы жидкостью через затрубное пространство скважины (затруб). Конец подвески труб оборудуют пером, фрезером, фрезером-карандашом.
• Скоростная прямая промывка – при наращивании промывочных труб процесс промывки не прекращается, это исключает оседание размытого песка и прихват колонны НКТ.
• Обратная промывка скважины – процесс удаления песка из скважины путем нагнетания промывочной жидкости в затрубное пространство и направлением восходящего потока жидкости через промывочные трубы. Благодаря меньшему сечению в них создаются большие скорости восходящего потока, что обеспечивает лучший вынос песка.
• Промывка скважин струйными аппаратами применяется в тех случаях, когда экс. колонна имеет дефекты. Установка для промывки состоит из струйного насоса, концентрично расположенных труб и поверхностного оборудования (шланга, вертлюга, приспособления для подлива воды)
• Очистка скважин от песчаных пробок аэрированной жидкостью, пенами и сжатым воздухом. Применяют в скважинах с небольшим столбом жидкости и при наличии на забоях рыхлых пробок. Для герметизации устья используют сальник. В качестве рабочего агента применяют аэрированную жидкость, пену, сжатый воздух. Преимущества такого способа – исключение поглощения промывочной жидкости пластом; ускорение процесса ввода скважины в эксплуатацию после очистки от пробки; возможность очистки части колонны ниже отверстий фильтра (зумпфа).
• Промывка аэрированной жидкостью с добавлением ПАВ. Применяют в скважинах с низким пластовым давлением, эксплуатация которых осложнена частыми пробкообразованиями, а ликвидация пробок связана с поглощением пластом промывочной жидкости.
• Промывка скважин с поверхностно-активными веществами (ПАВ). Применяют для снижения поверхностного натяжения на границе нефть – вода. Добавка ПАВ к жесткой воде способствует снижению ее поверхностного натяжения и быстрому, почти полному удалению этой воды из призабойной зоны при освоении скважины. В качестве ПАВ используют сульфанол, сульфонатриевые соли, деэмульгаторы и др.
• Промывка скважин пенами. При определенной концентрации раствора ПАВ в воде образуется стабильная пена, которую используют для промывки скважин.
• Очистка скважин от пробок желонками. Метод заключается в последовательном спуске на забой желонки, заполнении ее и подъеме. Различают простые, поршневые и автоматические желонки. Несмотря на простоту, этот метод обладает рядом существенных недостатков – длительность процесса; возможность протирания экс.колонны; возможность обрыва тартального каната или проволоки; загрязнения рабочего места. При очистке скважины от рыхлых пробок и небольшой высоте столба жидкости рекомендуется использовать простые желонки, при плотных пробках – поршневые, во всех остальных случаях – автоматические.
• Очистка скважин от песчаных пробок гидробурами. Песчаные пробки из скважины можно удалять и без спуска промывочных труб. Для этой цели применяют гидробур, спускаемый на канате. После удара о пробку гидробур приподнимают на 2 – 3 метра и вновь ударяют долотом о поверхность. Во время очередного подъема плунжер засасывает жидкость с песком из-под долота, затем песок попадает в желонку, а жидкость – в поршневой насос. При таких ударах в несколько приемов в гидробур засасывается осевшая на забое песчаная пробка. Во избежание образования петель каната или большого его натяга и обрыва рекомендуется проводить работы на пониженной скорости подъемника.
• Мероприятия по борьбе с пескообразованием в процессе нефтедобычи
• Процесс пескообразования при эксплуатации нефтяных скважин вызывается рядом причин, например, наличием слабосцементированных пород-коллекторов, слабой устойчивостью коллекторских пород фильтрационному размыву, что обуславливает разрушение скелета пласта и поступление частиц песка и глинистых пород на забой скважины.
• Пескообразование приводит к значительным осложнениям в ходе эксплуатации добывающих скважин: частично или полностью перекрывается фильтр скважины и снижается ее производительность, выносимые частицы песка способны вызвать заклинивание плунжера либо рабочего колеса, соответственно, в цилиндре ШГН и корпусе ЭЦН, прихват подъемных труб, деформацию колонн и другие последствия, требующие продолжительной и трудоемкой работы бригад текущего и капитального ремонтов. При этом уменьшается межремонтный период работы скважины, увеличивается себестоимость добываемой нефти и ее недобор, связанный с ремонтными работами. Следствием выноса песка является и отложение песка в наземном оборудовании, трубопроводах.
• Необходимо отметить, что пескопроявление имеет место как в скважинах, где проводился ГРП, так и тех, где данный метод повышения нефтеотдачи не использовался. Это указывает на то, что вынос песка в большей степени связан с геологическим строением продуктивных пластов, сложенных слабосцементированными коллекторами.
• На вынос механических примесей существенно влияет нестационарность параметров эксплуатации скважин: изменение притока жидкости из пласта в скважину и, как следствие, изменение в ее дебите; простои в работе скважины, вызванные кратковременным отключением электроэнергии, проведением ПРС и другими причинами. Зачастую вынос механических примесей связан и с неудовлетворительной подготовкой скважины к освоению после проведения капитального ремонта.
• Существующие мероприятия по борьбе с пескообразованием условно подразделяются на две группы: проведение работ по уменьшению отрицательных последствий данного явления и предотвращение выноса песка из пласта.
• К первой группе относятся различные способы ликвидации песчаных пробок, что обеспечивается выносом поступающих из пласта частиц на поверхность, применение полых штанг, спуск хвостовиков в пределы продуктивной зоны, подлив жидкости. Реализация этих мероприятий предполагает очистку поверхностных коммуникаций от вынесенного песка.
• Наиболее эффективными являются методы борьбы с пескопроявлениями, в основу которых положен принцип предотвращения выноса песка в скважину.
• Простым, но эффективным методом является ограничение отборов жидкости из скважины и выбор оптимальных рабочих депрессий, исключающих разрушение ПЗП. Как правило, в слабосцементированном коллекторе при форсированном отборе жидкости из скважины увеличивается количество выносимых механических примесей. Этому способствует и нестабильность в режимах эксплуатации скважин и работе насосного оборудования. Нестационарность параметров эксплуатации в большей мере характерна для скважин, находящихся в зоне с пониженным пластовым давлением.
• Любые, даже кратковременные остановки, например, при отключении электроэнергии, после запуска насоса приводят к кратковременному пиковому увеличению содержания механических примесей в скважинной продукции. Для стабилизации режимов работы ЭЦН целесообразно применять вариатор числа оборотов электродвигателя (преобразователь частоты) для обеспечения плавного запуска и вывода скважины на режим. На скважинах с интенсивным выносом механических примесей повышение надежности ЭЦН достигается при работе насосных агрегатов на частотах ниже номинальных, например, при снижении частоты на 20 %, т.е. до 40 Гц, надежность насосного агрегата возрастает на 25 %. Стабилизация режимов работы ШГН достигается увеличением глубины спуска насосов, применением хвостовиков, газосепараторов.