Эксплуатация нефтяных и газовых скважин


Рис. 16.12. Схема оборудования скважины и обвязки агрегатов при закачке смолообразующих

реагентов в призабойную зону пласта: 1 - агрегат, подающий раствор сырых фенолов и щелочи;

2 - агрегат, подающий воду для продавки смолы в пласт; 3 - агрегат, подающий формалин; 4 - тройник-смеситель; 5 - заливочная головка; 6 - заливочные трубы диаметром 50 - 75 мм; 7 - пакер

пласта. Качество намыва гравия определяется по уменьшению массы колонны труб в скважине. После намыва гравия пласт испытывается на вынос песка. Для уменьшения проявления арочного эффекта, возможного образования пустот в гравийном массиве и выноса частиц пласта в скважину через эти пустоты рекомендуется увеличивать зазор между надфильтровой трубой и обсадной колонной скважины.

Призабойная зона пласта в рыхлых коллекторах может укрепляться закачкой в поровое пространство жидких вяжущих веществ - органических полимерных материалов, которые при взаимодействии с катализатором полимеризации затвердевают и цементируют рыхлую породу. В качестве вяжущих химических веществ, в зависимости от температуры и минералогического состава пласта-коллектора, используют: 1) органические смолы; 2) пластмассы; 3) специальные составы типа «перматрол».

В качестве органических смол применяются эпоксидная, фе-нолформальдегидная, карбамидная (крепитель М), смолы из сырых фенолов и формалина, РР-1. На рис. 16.12 изображена схема оборудования скважины и обвязки агрегатов при закачке смолообразующих реагентов в призабойную зону пласта. Исходными реагентами для получения смолы служат сырые фенолы и формалин. В качестве катализатора полимеризации применяется едкий натр. Работа по обработке скважины проводится в следующем порядке.

1. В скважине определяют глубину забоя, температуру пласта, удаляют песчаную пробку, исследуют поглотительную способность.

2. Спускают в скважину заливочные трубы 6 диаметром 50 или 76 мм. Кольцевое пространство между обсадной колонной и заливочными трубами герметизируется пакером 7.

3. Устье скважины оборудуется заливочной головкой 5.

4. Цементировочный агрегат 3 закачивает в скважину формалин, цементировочный агрегат 1 закачивает раствор сырых фенолов и щелочи. Исходные реагенты смешиваются в тройнике-смесителе 4.

5. После закачки исходных реагентов в скважину при помощи агрегата 2 осуществляется продавка смолы в пласт водой.

Реагенты закачиваются в пласт в предельно короткий срок - от 15 до 30 мин.

6. После продавки скважину оставляют на время, необходимое для затвердевания смолы в зависимости от температуры пласта: при температуре пласта 353 К время затвердевания смолы равно 2 сут; при температуре пласта 343, 333 и 323 К время затвердевания равно 4,8 и 14 сут соответственно.

7. Проверка результатов крепления призабойной зоны пласта проводится ее исследованием при установившихся отборах. Способ крепления призабойных зон скважин органическими смолами применяется нефтяниками Азербайджана с 1958 г. В последующие годы он был усовершенствован за счет одновременной закачки в скважину жидкой фенолформалиновой смеси с песком. Содержание фенолформалиновой смеси составляет 35 - 40 % от массы песка. В этом случае прочность закрепленного песка призабойной зоны практически це уменьшается, и что особенно важно, не уменьшается коэффициент проницаемости обработанной призабойной зоны. Смесь указанного состава отвечает всем требованиям перекачки.