Причины разрушения прискважинной зоны пласта при добыче нефти

Разрушение призабойной зоны пласта — вынос частиц пес­ка и цементирующего материала породы, обусловлено чрезмер­но большим градиентом давления на забое скважины при ее эксплуатации. Известно, что силы сцепления между частицами, слагающи­ми пористую среду, могут быть ослаблены под действием гради­ентов давления, возникающих при движении газа к забою сква­жины. Если градиент давления превышает некоторую макси­мально допустимую величину, разрушается призабойная зона скважины и твердые частицы выносятся на ее забой. Если скоро­сти восходящего потока газа в стволе скважины достаточно вы­соки, частицы выносятся на поверхность. Вынос твердых частиц из пласта может привести к разруше­нию забоя, образованию песчаных пробок, а также к истиранию колонны подъемных труб и поверхностного оборудования. Иног­да из-за разрушения оборудования возможны большие утечки газа, открытые газовые фонтаны или грифоны. Практика разработки месторождений показывает, что неболь­шое количество песка, выносимого при исследовании скважин или кратковременных ее продувках, не оказывает существенного вреда. Образование конусов подошвенной воды или преждевре­менный прорыв краевой воды в скважины может существенно снизить проницаемость призабойной зоны и даже прекратить поступление газа в скважину. Возможность преждевременного обводнения скважины опре­деляется в основном расстоянием от забоя до зеркала подошвен­ных вод или до контура краевых вод, проницаемостью пласта по вертикали и горизонтали, степенью неоднородности коллекторов и режимом эксплуатации скважины. Существуют некоторый оп­тимальный режим и определенная степень вскрытия пласта, по­зволяющая обеспечить предельный безводный дебит скважины. В случае прорыва на забой подошвенной воды необходимо на определенное время закрыть скважину, а затем эксплуатиро­вать ее при дебитах, не допускающих образования конусов (эксплуатация на предельном безводном дебите). Про­рыв контурных вод, как правило, нельзя устранить простым за­крытием скважины. Обычно для этого в скважине проводят спе­циальные работы по изоляции обводнившихся пропластков.

38.Основные причины выхода из строя УЭЦН и методы борьбы с ними.

Влияние газа:

Борьба – 1) изменение глубины погружения насоса под динамический уровень; 2) установка газосепараторов на приеме насоса; 3) установка диспергаторов (для размельчения больших пузырьков газа и равномерного их распределения по потоку); 4) установка газовых якорей.

Отложение АСПО и солей:

Борьба – 1) скребкование; 2) применение химреагентов; 3) трубы с внутренним покрытием; 4) применение греющих кабелей.

Негерметичность НКТ:

Для предотвращения негерметичности НКТ необходимо производить опрессовку лифта после подземного ремонта и не допускать развития коррозии путем применения ингибиторов и своевременным проведением ремонта.

Замерзание обратного клапана.

Мехповреждения кабеля, брак кабеля.

Основные факторы осложняющие работу скважин оборудованных УЭЦН являются АСПО, отложения солей, наличие в продукции скважин механических примесей, кривизны ствола скважин, высокая вязкость продукции, образование стойких водонефтяных эмульсий, а в ряде случаев коррозионная активной среды.

Наиболее серьезные осложнения и отказы оборудования возникают в связи с отложением парафина, солей на забое скважин, в подъемных трубах, в наземном и подземном оборудовании и т.д.

Отложение парафина и солей на рабочих органах установки, на стенки подъемных труб, арматуры и трубопроводов уменьшают (а некоторых случаях полностью прекрывают) проходное сечение, создавая дополнительные сопротивление движению продукции, как следствие этого, дебит жидкости уменьшается вплоть до полного прекращения подачи установки. К тому же значительное снижение производительности может привести к перегреву ПЭД и преждевременному выходу его из строя.

В результате отложения парафина и солей в ПЗ скважинах происходит снижение проницаемости ПЗП и как следствие, падения дебита скважины.

Наличие в откачиваемой продукции механических примесей, кривизна ствола скважин обуславливают увеличение интенсивности износа рабочих органов и опор насоса, увеличение уровня вибраций погруженного агрегата, снижение срока службы УЭЦН, а в ряде случаев наряду с коррозией могут послужить причиной аварий связанных с падением оборудования на забой скважин.

Повышенная вязкость продукции, образование стойких, высоковязких водонефтяных эмульсий снижает производительность и КПД ЦБН и наряду с ростом энергозатрат на подъем продукции из скважин может послужить причиной перегрева ПЭДа и преждевременному выходу из строя УЭЦН.

На интенсивность дюрмирования АСПО в значительной степени влияет дебит и обводненность скважин.

39????????????????????

Технологии предупреждения образования солеотложений при эксплуатации скважин.

ФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

Магнитная обработка. Под действием магнитного поля растворенные соли меняют свою структуру, не осаждаются виде твердых отложений, выносятся как мелкодисперсные кристаллический «шлам». «+»простота конструкции; «-» необходимость монтажа подъемного оборудования, необходимость обработки продукции до начала кристаллизации солей, то есть, невозможность применения при солеобразовании в призабойной зоне пласта. Не предотвращает образование солей, и в целом его результаты неоднозначны.

Акустический метод.акустический излучатель создает колебания, которые предотвращают образование центров кристаллизации, что способствует срыву мелких кристаллов солей с поверхности. «-»сложность конструкции. Не предотвращает образование солей, а переносит образование солей в продукцию.