16. Особенности эксплуатации нефтяных скважин с повышенным содержанием механических примесей в продукции.
Поздняя стадия разработки нефтяного месторождения сопровождается высоким обводнением добываемой продукции скважин. Для поддержания уровня добычи нефти необходимо увеличение дебитов скважин, которое неизбежно приводит к высоким скоростям фильтрации, способствующим срыву и выносу мехпримесей из слабоцементированных коллекторов призабойной зоны вследствие разрушения скелета коллектора на стенках каналов и трещин из-за образования микротрещин. При этом процесс разрушения коллектора будет непрерывным из- за постоянного выноса в скважину частиц разрушенной породы. Возможно, усилением этих процессов объясняется часто встречающийся эффект – повышенный вынос КВЧ при забойном давлении ниже давления насыщения. Основную долю составляют частицы, выносимые из пласта в процессе эксплуатации скважин, но при этом значительная часть мехпримесей имеет непластовое происхождение: продукты коррозии подземного оборудования и частицы, вносимые в скважину в результате проведения ремонтов и геолого-технических мероприятий; нерастворимые твердые включения в составе жидкости глушения или обломки проппанта после проведения гидроразрыва пласта, а также продукты, образованные взаимодействием химически несовместимых перекачиваемых жидкостей. причины разрушения коллектора :
-Геологические: глубина залегания пласта и пластовое давление; горизонтальная составляющая горного давления; степень сцементированности породы пласта, ее уплотненность и естественная проницаемость; характер добываемого флюида и его фазовое состояние; характеристика пластового песка (угловатость, глинистость); внедрение подошвенных вод в залежь и растворение цементирую- щего материала; продолжительность выноса песка.
-Технологические: дебит скважины; величина репрессии и депрессии на пласт; ухудшение естественной проницаемости (скин-эффект); фильтрационные нагрузки и нарушение капиллярного сцепления песка.
-Технические: конструкция забоя; поверхность забоя, через которую проис- ходит фильтрация (интервал вскрытия пласта, открыты или закупорены перфора- ционные каналы и т.д.). Среди основных факторов, определяющих величину концентрации приме- сей, традиционно выделяют следующие: глубина залегания пласта и пластовое давление; проницаемость пласта; физико-химические свойства добываемой жид- кости; обводненность; характеристики частиц песка; дебит скважины; плотность перфорации; депрессия; тип рабочей жидкости, используемой в процессе ремонт- но-восстановительных работ. Применительно к подземному насосному оборудованию механические примеси являются главной причиной поломок и образования дефектов конструкции.
Механические примеси, попадая в штанговый насос, существенным образом влияют на работоспособность плунжерной и клапанной пары. Песок вызывает катастрофический износ резьбовых соединений насосных труб – при малейшей негерметичности соединений, особенно в обводненных скважинах, он быстро разъедает резьбу и через образовавшийся канал протекает жидкость, снижая подачу, а в дальнейшем приводит к полному ее прекращению. Наличие большого количества плохо проницаемых осадков на забое скважины впервую очередь приводит к снижению дебита по жидкости, т.к. концентрированная смесь в скважине увеличивает противодавление на забой и ухудшает условия естественного притока жидкости. Технические или технологические остановки скважин способствуют осаждению песка на забой и образованию пробок, что нередко является самой тяжелой неполадкой при эксплуатации песочных скважин. При осаждении песка в НКТ насос заклинивает, как правило, при оста новке скважинного оборудования. Длительные остановки насоса сопровождаются образованием над насосом большого количества твердых осадкообразующих включений (до 20 м в высоту). При этом иногда происходит заклинивание плунжера в цилиндре насоса и штанг в трубах. В трубных насосах при попытках сдвинуть плунжер с места вверх немедленно произойдет его заклинивание в цилиндре из-за попадания массы песка в зазор и резкого увеличения сил трения плунжера в цилиндре, даже без сильных задиров рабочих поверхностей. Аналогичная картина наблюдается привставном насосе, когда из-за осадка песка его не удается сорвать с посадочного кольца. При заклинивании плунжера или прихвате вставного насоса приходится совместно поднимать штанги и трубы, что вызывает осложнения в подземном ремонте. Явления пробкообразования в скважинах и действие песка на подземную часть насосной установки взаимосвязаны: снижение или прекращение подачи насоса вследствие быстрого износа рабочих пар оборудования, размыва трубных соединений и т.д. вызывает образование пробки на забое. Поэтому первопричиной прекращения подачи жидкости является не образование пробки на забое скважины, а износ насосного оборудования.
На сегодняшний день фильтры (забойные, перед насосом, в составе насоса) являются наиболее эффективной (по соотношению затраты-эф- фект) и распространенной технологией защиты скважины и глубиннонасосного оборудования от вредного влияния механических примесей. При этом среди различных конструкций наилучшие фильтрационные свойства демонстрируют каркасно-проволочные фильтры, однако, и они подвержены интенсивному засорению.
