Полная версия

Главная arrow География arrow Защита насосного оборудования нефтяных скважин в осложненных условиях эксплуатации

  • Увеличить шрифт
  • Уменьшить шрифт


<<   СОДЕРЖАНИЕ ПОСМОТРЕТЬ ОРИГИНАЛ   >>

Крепление горных пород

Горные породы, особенно рыхлые и слабоустойчивые, в целях предотвращения выноса твердых частиц укрепляют с помощью различных химических растворов. К таким методам ограничения песко- проявлений относится закачка в пласт различных составов на основе минерально вяжущих средств - полимеров, фенольных смол, которые прошли лишь лабораторные и промысловые испытания. В мировой практике известны составы под названием «Конторен-2», которые содержат в своем составе смолу ТС-10-уротропин + вода + до 20 % минеральных солей [15]. Следует отметить, что разработанная во ВНИИнефть технология крепления прискважинной зоны пласта с помощью «Конторена-2» требует специального оборудования, занимает большое количество времени при вероятной эффективности 30^0 %.

В последнее время для крепления призабойной зоны пласта активно внедряется технология «ЛИНК» [16], суть которой состоит в смешивании полимера с закрепителем и газоообразователем. Полученная смесь закачивается в пласт, где образуется поровая прослойка, напоминающая по своей структуре пемзу. Песок оказывается связанным, что предотвращает разрушение пласта. Технология «ЛИНК» показала положительные результаты в ОАО «Варьеганнефтегаз», ОАО «ТНК-ВР» [16, 17].

Значительный интерес представляют несколько способов и составов для закрепления слабосцементированной призабойной зоны продуктивного пласта, которые разработали специалисты в Западной Сибири, и которые отличаются от ранее известных более высокой технологичностью и значительно низкой себестоимостью. Один из этих способов (применение композиционного состава смола ФРФ-50РМ + порообразователь + отвердитель ОЖ + ацетон) прошел опытнопромышленные испытания на добывающих скважинах Барсуковско- го, Комсомольского и Верхне-Пурпейского месторождений Надым- Пурской нефтегазоносной области [14].

Преимущества данного состава заключаются в том, что его закачка в пласты с целью селективной изоляции водопритоков уменьшает обводненность скважинной продукции и увеличивает добычу безводной нефти. Применение состава оказывает на скелет пласта крепящее воздействие, не снижая при этом фильтрационно-емкостные свойства нефтеносного коллектора. По скважинам № 3007, 3373, 1813, 594, 3114 Барсуковского месторождения и по скважинам № 4434, 226 Комсомольского месторождения полученные данные по дебиту и обводненности продукции от селективной изоляции приведены в табл. 10.

Таблица 10

Данные по креплению прискважинной зоны

Месторождение

скважины

Состав

Давление

закачки

РМИН / Рном»

МПа

Дебиты и обводненность продукции

до ремонтноизоляционных работ

после ремонтноизоляционных работ

Барсу-

ков-

ское

3007

Смола ФРФ-50РМ + порообразователь + отвердитель ОЖ + ацетон

3,0/5,0

Окончание табл. 10

Месторождение

скважины

Состав

Давление закачки Р ip

МПа

Дебиты и обводненность продукции

до ремонтно- изоляционных работ

после ремонтноизоляционных работ

Барсу-

ков-

ское

3378

Смола ФРФ-50РМ + порообразователь + отвердитель ОЖ + ацетон

3,0/5,0

1813

4,0/6,0

594

3,0/5,0

3114

6,0/9,0

Комсо

моль-

ское

4434

4,0/6,0

226

7,0/9,0

Недостатком применения данного метода является высокая вероятность того, что в зоне ограничения может оказаться часть нефтенасыщенного пласта при разработке неоднородных коллекторов. В некоторых случаях процесс формирования экрана может составить 5-6 мес. в зависимости от приемистости пластов.

 
<<   СОДЕРЖАНИЕ ПОСМОТРЕТЬ ОРИГИНАЛ   >>