Содержание к диссертации
Введение
1. Исследования пескопроявления в скважинах 8
1.1. Причины пескопроявления в скважинах 8
1.2. Прогнозирование и классификация состояния призабойной зоны в процессе эксплуатации пескопроявляющих скважин на примере месторождения Бузовны-Маштаги 17
1.3« Последствия пескопроявления и сравнительный анализ существующих методов борьбы с ним 26
2. Исследования гравийных фильтров 32
2.1. Краткая характеристика гравийных фильтров 32
2.2. Разработка установки для исследования и определения оптимальных параметров гравийных фильтров 42
2.3. Экспериментальные исследования гравийных фильтров 47
2.4. Исследование степени влияния физико-механических факторов на работу гравийных фильтров 63
2.5. Математическое моделирование процессов кольматации и суффозии 73
2.6. Методика подбора оптимальных размеров гравия набивки и щелей каркаса фильтра 81
3. Ноше техника и технология оборудования забоев скважин 84
3.1. Фильтр скважинный щелевой 86
3.2. Способ и устройство для оборудования гравийным фильтром вновь пробуренных скважин и стволов 90
3.3. Способ и устройство для ооздания гравийного фильтра в скважинах с обсаженным и открытым забоем 98
3.4. Разработка технологии термоокислительного метода стабилизации призабойной зоны 104
3.5. Технология перфорации в неотвердевшем цементном растворе для экранирования песко- и водопроявлений 113
4. Промышленные испытания разработанных мероприятий 116
4.1. Методика промышленных испытаний 116
4.2. Оборудование скважин фильтрами с гравийной набивкой 118
4.3. Промысловые испытания технологии перфорации в неотвердевшем цементном растворе для экранирования песко- и водопроявлений 123
Выводы и рекомендации 128
Литература 130
Приложение
- Прогнозирование и классификация состояния призабойной зоны в процессе эксплуатации пескопроявляющих скважин на примере месторождения Бузовны-Маштаги
- Разработка установки для исследования и определения оптимальных параметров гравийных фильтров
- Способ и устройство для оборудования гравийным фильтром вновь пробуренных скважин и стволов
- Оборудование скважин фильтрами с гравийной набивкой
Введение к работе
В решениях ХХУІ съезда КПСС предусмотрено гармоничное развитие всех отраслей народного хозяйства СССР на I98I-I985 г г. При этом особое внимание уделяется топливно-энергетическому комплексу. Предусматривается довести в 1985 году добычу нефти, включая газовый конденсат, до 620-640 млн.т и газа до 600-640 млрд.м3.
Решение поставленных больших и сложных задач реализуется в основном вводом в разработку и эксплуатацию новых нефтяных и газовых залежей, а также стабилизацией и увеличением добычи нефти и газа на эксплуатирующихся залежах.
Эксплуатация залежей, продуктивная толща которых сложена слабосцемедтированннми и рыхлыми породами, осложняется размывом, разрушением и выносом в скважины пород призабойной зоны.
На нефтяных залежах Азербайджана, Казахстана,Краснодарского края, Северного Кавказа и других регионов страны пескопроявление является причиной, вызывающей значительное (до 80%) количество ремонтов и часто выводящей скважины из эксплуатации.
Только по ПО "Азнефть" и ВПО "Каспморяефтегазпром" ежегодно, в среднем, производится более 100 тысяч скважиноремонтов, связанных с пескопроявлением, более 300 скважин выбывают из действующего фонда из-за деформации колонн. Происходят значительные потери нефти, оборудования и загрязнение окружающей среды. Общие расходы на ликвидацию последствий пескопроявлений ежегодно превышают 20 млн.рублей. Вопросами борьбы с пеокопроявлением занимались многие видные советские и зарубежные ученые: А.Н.Адонин, А.Д.Амиров, В.А.Амиян, Г.А.Бабалян, Ф.Боземан, В.В.Гольдштейн, С.В.Избаш, В.С.Истомина, К.Коберли, «Р.И.Котяхов, С.М.Кулиев, М.Маскет, И.И.Маслов, Л.С.Мелик-Асланов, А.Х.Мирзаджанзаде, Д.М.Минц, А.Н.Патрашев, А.М.Пирвердян, Э.М.Руетамов, А.Б.Сулейманов, Н.Н.Шаньгин, А.А.Шахназаров, Ю.М.Шехтман и другие.
Научными исследованиями и промысловой практикой создано много методов борьбы с пеокопроявлением. Но проблема песка остается очень актуальной в современной нефтегазодобыче.
В связи с этим в диссертационной работе поставлены и проработаны две основные задачи:
- исследование причин и последствий пескопроявления;
- разработка эффективных и экономичных мер борьбы с ним. При исследовании вышеназванной проблемы получены следующие новые результаты.
- Пескопроявление происходит в результате фильтрационно-ме-ханической деформации пород. Установлены критические скорости фильтрации и аналитическая зависимость, связывающая забойное давление с устойчивостью пород призабойной зоны.
- На основе анализа промыслового материала по месторождению Бузовны-Маштаги разработана методика прогнозирования состояния призабойной зоны пескопроявляющих скважин и классификация их в зависимости от степени выработанности призабойной зоны.
- Разработана установка для исследования и определения оптимальных параметров гравийных фильтров, моделирующая натурные сквакинные условия.
- Определены зависимости интенсивности динамических процессов кольматации и суффозии от параметров гравийных фильтров. Вы 7
явлены степени влияния физико-механических факторов на работу гравийных фильтров. Обобщающий характер полученных эмпирических зависимостей подтвержден результатами исследования математической модели рассматриваемых процессов.
- Разработана и подтверждена промысловыми испытаниями методика выбора оптимальных параметров фильтра. Определены оптимальные соотношения между размерами зерен продуктивной породы и зерен гравийной набивки, обеспечивающие фильтрационное удержание диспергированной продуктивной породы. Установлены конкретные размеры гравия и щелей фильтровых каркасов для основных горизонтов ПТ Азербайджана.
- Разработан комплекс специального оборудования, включающий щелевой фильтр и устройство для установки фильтра, намыва и уплотнения гравия. Разработаны две технологии предварительной стабилизации призабойной зоны скважин.
В результате работы получены авторские свидетельства на четыре технико-технологических решения, которые нашли практическое применение.
В диссертацию вошли материалы, отраженные в 17 опубликованных работах, в отчетах по темам и заказ-нарядам лаборатории крепления пород призабойной зоны скважин с 1979 по 1983 г г., в выполнении которых автор являлся ответственным исполнителем соответствующих разделов.
Диссертация изложена на 158 страницах машинописного текста, содержит 19 таблиц, 26 рисунков, список литературы из 96 наименований на 9 страницах и приложения на 20 страницах.
Автор выражает искренную признательность к.ф.-м.н. Я.П.Двор-кину, к.т.н. О.А.Сидорову, а также всем сотрудникам лаборатории крепления призабойной зоны скважин за содействие при выполнении работы.
Прогнозирование и классификация состояния призабойной зоны в процессе эксплуатации пескопроявляющих скважин на примере месторождения Бузовны-Маштаги
У большинства нефтяных залежей связь между частицами коллек-торских пород осуществляется преимущественно глинистыми фракциями, легко разрушающимися при фильтрации жидкости. Наиболее характерными в этом отношении являются нефтяные залежи ПТ Азербайджана, литологические характеристики которых приведены в таблице 1.3.[і].
Существует следующая классификация песчаных, пылеватых и глинистых частиц по их размерам (таблица ІЛ.[7і] ). Из сопоставления таблиц 1.3.и 1.4.видно, что породы залежей ПТ Азербайджана представлены в основном песчаниками со значительным содержанием пылеватых и глинистых частиц и невысокой карбонатностью.
Связь частиц песчаника, осуществляемая глиной и небольшим количеством карбонатного материала, не обеспечивает породам этих залежей достаточной устойчивости против разрушающих сил,и с самого начала эксплуатации наблюдается вынос добываемой жидкостью песка.
аиболее уязвимым местом пласта к разрушению и размыву являются перфорационные каналы [30,58,80"). С течением времени эксплуатации объем вынесенного в скважину песка увеличивается и в призабойной зоне вокруг перфорационных каналов образуются выработки в виде каверн, каналов и конусов обрушения.
Известно [30,52,58] , что в однородном пласте выработка образуется относительно равномерно. Форма выработки зависит от угла падения пласта и приближенно представляется в виде усеченного конуса ( рис.1.2.а). В неоднородном пласте определение формы выработки значительно сложнее. Условно можно принять, что в начале эксплуатации и в дальнейшем (см.рис.1.2.б,с) форма выработки имеет отличия, но каждый слой в отдельности представляет собой однородный пропласток, выработка которого по форме близка выработке в однородном пласте.
При некотором радиусе выработки в отдельных пропластках глинистые перемычки между ними разрушаются и все продуктивные пропластки сообщаются между собой [34,39,80] . Фильтрующаяся жидкость и продукция разрушения этих пропластков будут поступать в общую выработку призабойной зоны, а затем в скважину. В этом случае форма выработки примет вид, аналогичный выработке в однородном пласте (см.рис.I.2.д).
Объем выработки V определяется по известным геометрическим формулам с учетом увеличения пористости при уменьшении давления:где Q - суммарный объем жидкости, добытой за время работы на данном горизонте, м3; о(0 - среднее значение объемного содержания механическихпримесей в добываемой жидкости, %; СІ - диаметр эксплуатационной колонны, м; И - суммарная высота песчаной пробки за все время работы на данном горизонте, м; /и, м - коэффициенты пористости породы, соответственно, ватмосфере и пластовых условиях. Значения hi1 определяются лабораторными исследованиями, М — из таблицы I.3., а параметры Д, $, с/ и А/, входящие в формулу (1.8.) - из характеристик работы скважины.
Для выявления реальной картины, происходящей в призабойной зоне слабосцементированного пласта, были обработаны промысловые данные скважин, эксплуатирующих месторождение Бузовны-Маштаги
НГДУ "Азизбековнефть", характеризующееся сильным пескопроявле-нием. Учитывая, что основными свитами этого месторождения являются НКГ, ПК и КС, по этим объектам и были выбраны скважины для решения поставленной задачи. В таблице 1.5.приведены данные исследований промыслового материала по определению объемного содержания механических примесей в добываемой этими скважинами продукции.
Как видно, объемное содержание механических примесей в жидкости из скважин, приведенных в таблице, очень велико и изменяется в среднем по горизонтам: НКГ - 0,67, ПК - 0,713, КС - 1,42%.
Результаты проведенных работ по выявлению объемов выработок показали, что изменение объема выработки, приходящегося на один метр мощности фильтра (удельный объем выработки) во времени, имеет общий характер. Подсчеты по выявлению удельных объемов выработок призабойной зоны показывают, что с увеличением мощности фильтра удельный объем выработки, приходящийся на один метр интервала, уменьшается. Это можно объяснить увеличением поперечного сечения, сквозь которое профильтровывается пластовый флюид, что снижает скорости фильтрации и количество жидкости, проходящее через один метр фильтра. Кроме того, величина удельного объема выработки в значительной степени зависит от типа продуктивного горизонта. Так, за одинаковый период эксплуатации наибольший удельный объем выработки имеет место по скважинам горизонтов КС, затем ПК, а наименьший по НКГ. Породы КС содержат большее количество глины; значения силы сцепления и коэффициента трения у пород КС ниже, поэтому они менее устойчивы, и обрушение свода выработки здесь происходит быстрее [36J.На рис.1.3. (кривые 1,2,3) построены зависимости приведенных
Разработка установки для исследования и определения оптимальных параметров гравийных фильтров
В соответствии с постановкой вопросов была разработана и изготовлена специальная установка, позволяющая моделировать натурные условия работы гравийных (гравийно-щелевых) фильтров в скважинах с "открытым" забоем, а также при наличии эксплуатационной колонны с перфорационными отверстиями [бб].
На установку, на которой проведены многочисленные эксперименты, получено авторское свидетельство № 872730 [в].
Конструкция установки позволяет вести визуальные наблюдения за движением непрерывной регулируемой подачи жидкости с песком через фильтр, определять изменение проницаемости многослойной на бивки, а также степень кольматации отдельных фильтроэлементов.
Указанные условия достигнуты конструктивным исполнением и функциональной связью элементов установки, содержащей модель щели фильтра, шламовый насос для подачи жидкости с пластовым песком через фильтр, отстойник для отделения песка, нагнетательные и выкидные линии и контрольно-измерительную аппаратуру. Модель щели выполнена в виде двух сопряженных по наружной и внутренней поверхностям пластин, одна из которых установлена с возможностью поступательного перемещения относительно другой.
Гравийная набивка может быть разделена на слои перегородкой, имитирующей перфорированную обсадную колонну, а испытательная камера постоянно соединена с лопастным смесителем и эжектором. Наличие в конструкции устройства модели щели, выполненной в виде двух упомянутых пластин, позволяет регулировать размеры щели фильтра, что значительно повышает точность и ускоряет процесс исследования, так как отпадает необходимость изготовления и подгонки щелей новых размеров соответственно исследуемым набивкам.
На рис.2.5. изображена схема экспериментальной установки для исследования и определения оптимальных параметров гравийных фильтров. Установка содержит: испытательную камеру I, термометры 2, манометры 3, нагнетательные и выкидные линии 4, ультратермостат 5, расходомер 6, дифференциальный манометр 7, эжектор 8, лопастной смеситель 9, насос 10, нагреватель II, лоток 12, отстойник 13, емкость 14, масляный затвор 15 и баллон со сжатым азотом 16.
На рис.2.б , приведена схема испытательной камеры и модели щели. Испытательная камера состоит из корпуса I, крышек 2 и 3 с отверстиями 4 и 7 и термометром 6. Фильтрующий материал 8, через который профильтровывается жидкость с механическими примесями 5, засыпают через отверстия в перегородке 9. Щель 10 образуется между закрепленными неподвижно пластиной II и пластиной 12, соединенной с движущимся стержнем 13, связанным со шкалой 14 и проходящим через трубку 15, неподвижно закрепленную в накидной гайке 16. При движении стержня, вызываемом вращением гайки 18,стрелка шкалы 17 отклоняется от нуля, показывая размер образуемой между обеими пластинами щели.
Через отверстие 4, связанное с циркуляционной системой всей установки, в испытательную камеру поступает жидкость с песком 5, которая проходит через отверстия в перегородке 9, имитирующей перфорированную обсадную колонну, гравийную набивку 8, щель 10 и через отверстие 7 в крышке 2 выходит из цилиндрической испытательной камеры, попадая в лоток 12 (см.рис.2.5). Определяются расход жидкости и песка при заданных перепадах давления, изменение проницаемости во времени и фильтрующая способность гравийной набивки. Твердая фаза, прошедшая через гравийный фильтр и отобранная из отстойника 13, идет на анализ для определения механического и вещественного состава. Температура в испытательной камере замеряется термометром 6. Структурно-механические показатели многофазной системы определяются на ротационном вискозиметре "РМ" путем периодического отбора проб.
Как видно из описания работы и рис.2.6 изменение размера щели 10 возможно и без остановки работы установки, то есть в ходе эксперимента.
Прямая связь пластины 12 со шкалой индикатора, имеющей: цену деления 0,01 мм, значительно упрощает и увеличивает точность исследования, а постоянное соединение испытательной камеры с лопастным смесителем и эжектором создает условия, максимально приближенные к реальным.
Общие количественные зависимости определяются при использовании шолларской вакуумированной воды. Вязкостные показатели имитируются водными растворами технического глицерина. Влияние поверхностных явлений устанавливается использованием естественных углеводородных жидкостей. Регенерация гравийной набивки осуществляется прокачкой определенных объемов кислотных растворов или углеводородных растворителей.
Результаты исследований на описанной установке позволяют использовать необходимые параметры для разработки рациональной конструкции фильтра применительно к конкретным скважинным условиям на месторождениях, характерных пескопроявлениями.
Использование данной установки непосредственно в НГДУ позволит наиболее точно (эмпирически) устанавливать оптимальные параметры гравийных фильтров для каждой конкретной оборудуемой скважины. Это обеспечило бы наибольший эффект, так как на месте с учетом литологофизических характеристик была бы проверена и скорректирована работоспособность гравийного фильтра. При этом необходимо использование описанных ниже рекомендаций по определению соотношения гравий/песок, что позволит значительно сократить сроки этих исследований.
Важнейшим условием, определяющим эффективность работы скважины с гравийным фильтром, является правильный выбор соотношений между размерами частиц породы пласта, зерен гравия и шириной щелей в каркасе фильтра [l3-I5, 88,92-94-].В проведенных на модельной установке (см.рис.2.5) исследованиях определялись:
Способ и устройство для оборудования гравийным фильтром вновь пробуренных скважин и стволов
Процесс оборудования по данной технологии [э] включает следующие основные операции:- спуск щелевого (проволочного) фильтра и установку его на заданном участке ствола скважины (напротив продуктивного интервала);- осуществление плотной гравийной набивки за щелевым фильтром путем намыва и периодического уплотнения гравия через специальное намывное устройство;- цементирование эксплуатационной колонны выше продуктивного интервала;- подъем намывного устройства на поверхность.
На рис.3 2.а изображено безпакерное устройство для установки фильтра, намыва и уплотнения гравия, позволяющее осуществлять гравийную набивку за фильтр, спускаемый на эксплуатационной колонне и соразмерный ей.
Устройство содержит щелевой фильтр I, с муфтой 2, который через переводник 3, имеющий сквозные радиальные отверстия 4, соединен с эксплуатационной колонной 5. На внутренних выступах б переводника 3 установлен полый разделитель 7, с наружной проточкой 8 и сквозными радиальными отверстиями 9.
В разделителе 7 по оси установлен патрубок 10, заглушённый в нижней части, внутри которого установлена промывочная трубка II, сообщающая полость фильтра с межтрубным пространством 12 над разделителем.Через сквозные радиальные отверстия 4 в переводнике 3, проточку 8, отверстия 9 в разделителе 7 и ІЗ в патрубке 10 затруб-ное пространство сообщается с промывочной колонной. Патрубок 10 верхней частью через наружную коническую резьбу соединен с переводником 14, имеющим радиальные отверстия 15, перекрытые іпшшдри-ческой уплотненной защелкой 16, которые открываются после цементирования эксплуатационной колонны при помощи продавочной пробки.
В верхней части переводник 14 имеет наружную коническую резьбу, которой он соединяется с промывочной колонной 17.
Способ гравийной набивки осуществляется описанным устройством в последовательности, приведенной на рис.3.3. (а,б,в,г,д,е).
В скважину спускается эксплуатационная колонна I с щелевым фильтром 2, соединенным с ней через переводник 3 с отверстиями 4 (см.рис.3.3.а).
Внутрь эксплуатационной колонны I на промывочной колонне 5 до переводника 3 с внутренними выступами 6 спускается разделитель 7 (см.рис.3.3.б). В процессе спуска разделителя 7 происходит гидродинамическое воздействие на скважинную жидкость, которое вызывает её циркуляцию по направлениям, указанным стрелками. При этом задвижки 8 и 9 на устье закрыты.
После посадки разделителя 7 на выступы 6 переводника (см.рис.З.З.в) производится промывка скважины (для очистки стенок от глинистой корки) при закрытой задвижке 8 затрубного пространства и открытых задвижках 9 и 10. Затем глинистый раствор в скважине заменяется на специальную рабочую жидкость.
Сразу вслед за этим в скважину закачивается гравий для набивки пространства между щелевым фильтром и стенкой скважины II (см.рис.3.3. г).В процессе заполнения зафильтрового пространства гравием периодически производится уплотнение гравийной набивки путем импульсной закачки чистой жидкости в межтрубное пространство при закрытых затрубной 8 и трубной 10 задвижках (см.рис.З.З.д).
Такая периодическая импульсная закачка позволяет достигнуть, как показали экспериментальные исследования,более чем 95% уплотнения гравийной набивки.
По окончании закачки расчетного количества гравия производится цементирование колонны (см.рис.3.3.е). Для этого, закачав в промывочную колонну 5 в небольшом объеме жидкость - разделитель, производят закачку цементного раствора и подъем его в за-трубное пространство 12 выше гравийной набивки 13.
После закачки в скважину расчетного количества цементного раствора производится продавка его за колонну с применением про-давочной пробки 14.
Окончание процесса цементирования определяется по достижению продавочной пробкой места, где она зацепляет защелку 15 и уносит её, открывая сквозные радиальные отверстия 16, предназначенные для спуска жидкости из колонны промывочных труб при их подъеме. В процессе цементирования и продавки цемента задвижка 9 закрыта, что предотвращает проникновение цемента в гравийную набивку.
Описанный способ и устройство для его осуществления позволяют создать эффективный противопесочный барьер и имеют ряд технико-технологических преимуществ.
Бурение скважины сразу до проектной глубины способствует обеспечению спуска щелевого фильтра совместно с эксплуатационной колонной и исключает работы, связанные с бурением ниже башмака эксплуатационной колонны, а применение фильтра соразмерно эксплуатационной колонне увеличивает его скважность. Кроме того, очень простое и надежное разделение надфильтрового и фильтрового пространства обеспечивает последовательность операций гравийной набивки и цементирования эксплуатационной колонны выше гравийного фильтра.Все это в совокупности делает эффективным и простым способ гравийной набивки и упрощает оборудование для его осуществления.Разработан вариант данного способа, предусматривающий спуск на эксплуатационной колонне щелевого фильтра диаметром меньше её внутреннего диаметра. Этот вариант позволяет при необходимости извлекать щелевой фильтр из скважины и обеспечивает большую толщину гравийной набивки, что исключает работы, связанные с расширением ствола в продуктивном интервале. Дополнение к оборудованию включает (см.рис.3.2.б; патрубок 18, нижним концом через резьбу соединенный с щелевым фильтром I, а внешними выступами 19 посаженный на нижние внутренние выступы 20, опорную муфту 21, через которую патрубок 18 соединяется с переводником 3.
Патрубок 18 имеет на верхнем конце замковые гнезда 22 и закреплен в опорной муфте 21 срезаемыми шпильками 23, предусмотренными на случай частичной разгрузки при спуске эксплуатационной колонны в скважину. Остальная часть устройства и все технологические операции аналогичны описанным выше.
Оборудование скважин фильтрами с гравийной набивкой
С 27 по 30 ноября 1983 г. были произведены работы по оборудованию фильтром с гравийной набивкой скважины 2013, ЦДН-1, НГДУ "Кенкиякнефть" ПО ктюбинскнефть Казахской ССР.
Скважина 2013 введена в эксплуатацию в феврале 1983 г. на участке, находящемся под термовоздействием (закачкой пара).
За время работы скважины наблюдалось обильное пескопроявле-ние, частые пробки, смена насосов, забивание клапанов. Межремонтный период работы скважины до 27 ноября 1983 г. составил 22 дня. Объемное содержание механических примесей в добываемой жидкости, по данным ЦНИИПРа НГДУ "Кенкиянефгь", составило в среднем, за период до оборудования скважины гравийным фильтром, 0,9%.
Геолого-эксплуатационные характеристики скважины 2013:- эксплуатационный объект - П - , средняя проницаемость пород 4 мкм2;- интервал прострелянного фильтра 340-352 м;- искусственный забой - 387,17 м; - эксплуатационная колонна - 168 мм, толщина стенки 8 мм;- способ эксплуатации - НГН-2 (43 мм);- средне суточный дебит - 0,6 т нефти и 0,5 т воды;- добываемая нефть - высоковязкая, вязкость более 18 сПа е. В результате проведения исследований механических примесей
и определения olso= 0,145 мм, сЦо/сІзо X 2,8, был определен необходимый материал набивки (0,48-0,96 мм) и подготовлено 2 т Вольского кварцевого песка фракций 0,5-1,0 мм.
После подъема подземного оборудования была произведена промывка скважины в интервале 344-360 м. Затем были осуществлены следующие операции:- шаблонирование эксплуатационной колонны 140 мм шаблоном длиной 4 м до глубины 360 м;- закачка нефтью Вольского кварцевого песка фракций 0,5-1,0 мм в объеме 1,1 м3 при давлении от 0 до 8 МПа;- замер забоя и промывка скважины в интервале 348-360 м;- компоновка 10 секций однослойного проволочного фильтра ФП-3 (3") конструкции Союзтермнефть, 3" НКТ -7м, контрольного фильтра 0,5 м, устройства для установки фильтра и намьша гравия УСЗГФНГ. Внутри фильтра спущено 24 м (1 /411) полых штанг. Общая длина сборки 30,6 м;- спуск на 2Ї/2." НКТ вышеописанной сборки с посадкой на глубине 359 м;- разгрузка НКТ и пакеровка верхнего пакера устройства;- закачка водой по 2 /2 НКТ, с выходом под пакером в за-фильтровое пространство 0,5 т кварцевого песка, отфильтровавше-гося за фильтром, с циркуляцией воды через фильтр, IV411 полые штанги, устройствоt перепуском в затрубное пространство и подъемом на поверхность. Концентрация песка в воде изменялась от 150 до 50 г на литр. Давление закачки от 0 до 5,5 МПа, расход от 2 ДО 9 л/с;- разъединение устройства от фильтра закачкой воды в загруб-ное пространство. Давление закачки от 0 до 2,5 МПа;- подъем НКТ с устройством на поверхность с одновременными распакеровкой верхнего пакера и пакеровкой нижнего пакера, остающегося на присоединенном к фильтру патрубке;- плавный пуск скважины в эксплуатацию.
Все технологические операции, проведенные строго по утвержденному плану, подтвердили правильность предварительных расчетов и хорошую работоспособность устройства (приложение 2).При этом были достигнуты эффективные пакеровка, намыв необходимого (985) количества кварцевого песка, распакеровка и отсоединение устройства от фильтра (приложение 3).
После пуска скважины в эксплуатацию общий, среднесуточный дебит жидкости увеличился на 180%, а обводненность снизилась с 48 до 25%. Дополнительная добыча нефти составила за первые полгода работы 250 т. Содержание механических примесей после установки фильтра - 0,028%. Межремонтный период работы увеличился уже более чем в 9 раз (приложение 4).
Предварительные испытания фильтра скважинного щелевого (с пластмассовыми элементами) и устройства для установки фильтра и намыва гравия ФСЩ-1-ПЭ и УСУФНГ проведены с июня по октябрь 1984 г. в двух скважинах, осложненных пескопроявлением.
Скважина 3207 ЦДНГ № І НГДУ "Лениннефть" с 09.02.83 после возвратных работ эксплуатирует глубинно-насосным способом объект КС. Из-за обильного пескопроявления (объемное содержание песка в откачиваемой жидкости за последние полгода в среднем составило 1,1%) и незначительного дебита (0,4 м3/сут« нефти и 1,3 м3/сут. воды) скважина работала с подливом.
При обследовании скважины обнаружили деффект колонны на глубине 252 м. Произвели засыпку и трамбовку забоя на уровне деффекта. Ввиду недостаточной плотности перфорационных отверстий произвели перестрел имеющегося фильтра гидропескоструйным перфоратором в интервалах 248 и 246 м.Осуществили насыщение призабойной зоны закачкой 8 т Вольского кварцевого песка фракций 0,4-0,8 мм. Давление закачки от О до 8 МПа. В качестве жидкости-песконосителя использовали нефть.
На НКТ спустили щелевой фильтр ФСЩ-1-ПЭ с УСУФНГ. После посадки на глубине 250,5 м и пакеровки произвели закачку 5 т кварцевого песка фракций 0,4-0,8 мм, используя в качестве песконоси-теля дизельное топливо. Давление закачки от 0,5 до 5 МПа, расход от 4 до 12 л/с. Произвели разъединение устройства от фильтра закачкой жидкости в межтрубное пространство. Разъединение произошло при давлении 2,5 МПа. Подняли устройство на поверхность.Скважина введена в эксплуатацию 5 июня 1984 г. с прежними параметрами работы глубинного насоса. С 20 июня 1984 г. работает без подлива. Контрольные замеры 10.06.84, 29.07.84 и 24.08.84 показали, что объемное содержание механических примесей в добываемой продукции соответственно составляло 0,25; 0,15 и 0,15%, то есть уменьшилось почти в 8 раз.
Скважина 3400 ЦДНГ Ш 5 НГДУ "Лениннефть" находится на участке внутрипластового горения. Обсажена 168 мм эксплуатационной колонной с толщиной стенки 10 мм. Глубина забоя 357 м. Интервал фильтра 301-317 м. Общий метраж промытой песчаной пробки за период 1979-1983 гг. превысил 900 м. С 01.01.84 скважина работала с подливом. За 4 месяца работы с подливом в скважине произ вели две промывки песчаных пробок средней мощностью 76 м и гидравлический разрыв пласта. Скважина продуцировала 0,3 м3/сут. нефти и 1,5 м3сут. воды, при наличии механических примесей более 0,5 % объема. При обследовании в скважине было обнаружено место поглощения жидкости в интервале 272-294 м, из-за негерметичности колонны. После оздоровительного ремонта, заливки под давлением 2,5 МПа 8 т цемента восстановили герметичность.22.08.84 в скважину спущен фильтр ФСЩ-1-ПЭ, в интервал существующего фильтра, с последующей закачкой 4 т кварцевого песка фракции 0,4-1,0 мм с использованием УСУФНГ.
После плавного пуска в эксплуатацию 24.08.84 скважина подает 1,1 м3/сут. нефти и 3,3 м3/сут.воды при прежних параметрах откачки. За период после установки гравийного фильтра произведены два ремонта по смене глубинного насоса, связанные с заводским дефектом (негерметичностью). С 19.09.84 скважина работает без ремонтов.
В скважинах 3207 и 3400, оборудованных гравийными фильтрами, ремонтность в среднем снижена уже более чем в 4 раза, содержание механических примесей уменьшено более чем в 8 раз. В обеих скважинах отключен подлив.
Проведенные приемочные испытания показали хорошую работоспособность комплекса оборудования для создания гравийного фильтра.Акт о приемке опытных образцов фильтра скважинного щелевого-Ф&Ц-1-ПЭ и устройства для установки фильтра и намыва гравия -УСУФНГ приведен в приложении 5.Фактический экономический эффект составил 2192 рубля на скважину в год (приложение 6).
