ВВЕДЕНИЕ 8
ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР 10
1.1 Геолого-физическая характеристика обломочных пород 10
1.2 Характеристика пескопроявляющих коллекторов 22
1.3 Классификация причин разрушения коллектора и выноса песка... 26
1.4 Влияние механических примесей на работу
глубинно-насосного оборудования 28
1.5 Методы борьбы с пескопроявлением 31
1.6 Способы ликвидации песчаных пробок в скважинах 35
1.7 Технологические промывки при эксплуатации скважин 39
1.7.1 Очистка оборудования от АСПО 39
1.7.2 Очистка погружного оборудования от
механических примесей 41
1.8 Анализ научно-исследовательских работ 42
1.9 Производственный опыт применения промывки
горизонтальных скважин и скважин с АНПД 52
1.10 Анализ патентов для изобретения оборудования,
направленных на очистку погружного оборудования 64
1.11 Скважинные фильтры, применяемые на
Ванкорском нефтегазоконденсатном месторождении 74
ГЛАВА 2. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 82
2.1 Гидравлический расчет промывки забойных песчаных пробок 82
2.2 Автоматизация процесса очистки внутрискважинного оборудования на основе клапана с электромагнитным приводом...98
2.3 Геометрический подбор деталей обратного клапана 102
2.4 Расчет электромагнита постоянного тока 109
2.5 Расчет пружины обратного клапана 114
ГЛАВА 3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ 117
3.1 Методика экспериментального исследования работы клапана 117
3.2 Результаты экспериментальных исследований опыта №1 121
3.3 Результаты экспериментальных исследований опыта №2 125
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 128
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ 130
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 131
При эксплуатации скважин, осложненных выносом механических примесей, возникает проблема засорения забоя скважин, оборудования и призабойной зоны пласта (ПЗП), что приводит к снижению потенциала скважины с точки зрения объемов отбора флюида. Аналогичная ситуация происходит и при проведении технологических операций.
Возникновение песчаных или парафино-гидратных «пробок» для нефтегазодобывающих предприятий дело достаточно обычное. Применительно к подземному насосному оборудованию механические примеси являются главной причиной поломок и образования дефектов конструкции. Согласно известным статистическим данным, процентная доля поломок насосного оборудования связанных с воздействием механических примесей намного превосходит влияние других геолого-технических факторов, главными из которых являются коррозия и солеобразование. Для большинства нефтяных месторождений Западной и Восточной Сибири механические примеси составляют 35-50 % от общего числа основных причин отказов глубинных насосов, тогда как коррозия - 20-25%, а солеобразование - 15 - 20 %. Так же, вследствие выноса песка, образуются песчаные пробки, которые перекрывают весь интервал перфорации скважины, в результате чего скважина перестаёт функционировать ввиду отсутствия притока флюида из пласта.
Для поддержания уровня добычи нефти порой целесообразно увеличение дебитов скважин, которое неизбежно приводит к высоким скоростям фильтрации, способствующим срыву и выносу мехпримесей из слабоцементированных коллекторов призабойной зоны вследствие разрушения скелета коллектора. При этом процесс разрушения коллектора будет непрерывным из-за постоянного выноса в скважину частиц разрушенной породы.
Вследствие всего выше сказанного проблемы ликвидации пробок в добывающих скважинах носят глобальный характер.
В ходе диссертационной работы были решены следующие задачи и получены следующие результаты:
1. Проанализирована проблема засорения и быстрого выхода из работы внутрискважинного оборудования.
2. Были определены причины засорения внутрискважинного оборудования и их характер.
3. Проведены теоретические и экспериментальные исследования по работе клапана и его механизмов.
Изменение структуры запасов нефти, отмечаемое в последнее время, приводит к осложнению условий эксплуатации нефтяных, нагнетательных и водозаборных скважин, что сокращает межремонтный период стандартного оборудования и увеличивает затраты на проектирование и изготовление специального оборудования.
Таким образом, изменившиеся условия эксплуатации с применением существующих способов добычи требуют дополнительных затрат и кратно снижают период работы скважин между ремонтами.
В изменившихся условиях успешная эксплуатация скважин требует реализации методов, направленных на максимальное снижение влияния осложняющих факторов.
Проблемы, вызванные осложненными условиями эксплуатации скважин, основными из которых являются вынос механических примесей, солеотложения, температура, коррозия, в последние годы создают все больше трудностей в работе нефтяников. Естественное ухудшение условий нефтегазодобычи, необходимость масштабного применения геолого-технических мероприятий для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи — следствием этих тенденций является рост осложняющих добычу факторов. На большей части скважин во всех нефтяных компаниях России наблюдается одновременное проявление нескольких осложняющих эксплуатацию факторов.
Поэтому применение традиционных способов борьбы, направленных на ослабление отрицательного воздействия одного из осложняющих факторов, не дает существенного увеличения МРП и, как правило, приводит к увеличению стоимости добычи. Еще более усугубляет ситуацию то, что если раньше нефтяники сталкивались с классическими осложнениями, в частности с солеотложением, то по мере роста ГТМ, направленных на интенсификацию добычи нефти, и прежде всего ГРП, происходит увеличение выноса механических примесей — еще один побочный результат интенсификации добычи.
Данная диссертация направлена на то, чтобы уменьшить проблемы, вызванные осложненными условиями эксплуатации скважин, связанные с механическими примесями.
Автоматизация процесса очистки внутрискважинного оборудования с использованием обратного клапана с электромагнитным приводом, является одним из новых технических подходов к решению существующей проблемы.
Клапан с электромагнитным приводом может стать одним из немногих путей решения проблемы промывки фильтра на приеме насоса от механических примесей, эффективней будет происходить расклинивание ЭЦН при возможности прямой промывки насоса в малодебитных скважинах.
Экономический эффект от использования клапана предлагаемой конструкции будет получен за счет сокращения эксплуатационных затрат на одну скважину, включающих снижение числа ремонтно-восстановительных работ по замене насоса. Так же за счет увеличения межремонтного периода скважины появляется возможность повысить объем добытой нефти. Более подробную оценку обратному клапану данной модели можно дать после проведения опытно-промышленных испытаний.
