ERUI: эффективная цепочка поставок
Ствольная беспробковая технология фиксации песка для нефтегазоносных пл
Время выпуска: 2019-03-19 10:10:11
Текст
Технический обзор
Четыре основных технических вопроса для защиты от песка： Защита от порошка и мелкозернистого песка； Защита от песка газовых скважин；Защита от песка для тяжелых нефтяных скважин； Химическая пескофиксирующая пробка ствола.
Борьба с песком в разработке нефтяных и газовых скважин порошковых песчаников, глинистых мелкозернистых песков всегда были трудной проблемой. В настоящее время наиболее широко используемыми методами являются гравийная набивка (в более чем 90% скважин для предотвращения образования песка) и защита от песка при заполнении трещин. Чтобы обеспечить результат, его обычно используют вместе с фильтрующей трубкой для песка. Проблема закупорки трубы песочного фильтра является обычной, сопротивление потока текучей среды значительно увеличивается после закупорки, осуществляется влияние на производительность нефтяной и газовой скважины после борьбы с песком, и скрытая опасность переносится на более поздний капремонт скважин и операцию по борьбе с песком. В случае мелкого песка труба песочного фильтра будет серьезно закупорена, и производственная мощность будет быстро уменьшаться после ввода в эксплуатацию. Проблема газовой скважины является более острой, из-за закупорки трубы песочного фильтра производительность, с одной стороны, быстро снижается; с другой стороны, другая закупорка другой стороны вызывает частичную концентрацию давления газа, а продувка трубы песочного фильтра вызовет отказ защиты от песка, что является серьезной проблемой, которая является распространенной и которую трудно решить. Проблемы, упомянутые выше, могут быть эффективно решены с помощью ствольной беспробковой технологии химической фиксации песка.
2. Техническая основа
2.1 Технический механизм ствольной беспробковой технологии фиксации песка
Ствольная беспробковая технология фиксации песка имеет физико-химический эффект преобразования химической энергии в механическую энергию, эффективный компонент может надежно консолидировать образование песка (кварцевого песка) при определенных условиях фильтрации, а затвердевшее тело обладает достаточной фазовой проницаемостью. Технология обладает несравненными превосходными характеристиками и характеристиками по сравнению с предыдущими пескофиксирующими агентами и стабилизаторами песка.
Ствольные беспробковые пескофиксирующие агенты состоят из высокополимерных материалов типа A и B, которые могут сжиматься с образованием песка после уплотнения при определенной температуре, чтобы обеспечить прочное сочетание образования песка (кварцевого песка). Проницаемость нефтяного слоя может эффективно поддерживаться в условиях эффективного предотвращения образования слоя; в то же время миграция пластового песка и его частиц в добывающем слое фундаментально контролируется, что создает эффективный барьер для удержания песка.
2.2 Технические характеристики
2.2.1 Наиболее эффективен для предотвращения образования порошка и мелкого песка для пластов с высоким содержанием грязи и рыхлых песчаников.
2.2.2 Малое влияние на проницаемость и производительность нефтяных газовых скважин
2.2.3 Сильная способность адаптироваться к газовым скважинам с более высокой добычей газа
2.2.4 Нет закупорки в скважине, чтобы соответствовать требованиям различных специальных условий в стволе
2.2.5 Также применимо к скважине с деформацией обсадной колонны
2.2.6 Низкая стоимость защиты от песка
3. Область применения и принцип выбора нефтяной скважины
3.1 Техническая адаптивность
3.1.1 Мелкий песок может быть хорошо уплотнен, а также хорошо адаптирован для формирования с высоким содержанием глины (например, более 40%).
3.1.2. Применяется для защиты от песка в особых условиях ствола скважины.
3.1.3 Время герметизации скважины для коагуляции: 48 ч (ниже 60 ℃), 24 ч (выше 60 ℃).
3.2 Принципы выбора скважины
3.2.1. Водонефтяные скважины с хорошим качеством концентрации скважин;
3.2.2 Выбивная скважина с относительно небольшой разницей между слоями и нефтяная скважина с относительно высоким содержанием воды;
3.2.3 Высокое содержание глины и высокое содержание мелкого песка;
3.2.4 Скважина с низкой вязкостью сырой нефти и меньшей силой сопротивления потока;
3.2.5. Нефтяная скважина с коротким сроком защиты против песка;
3.2.6 Интервал ствола скважины не должен быть слишком длинным;
3.2.7 Подходит для применения в скважинах различного типа, то есть требований к скважинам специального назначения (например, скважина с деформацией обсадной колонны, обсадная колонна малого диаметра, скважина с боковым стволом, скважина с высоким отклонением, горизонтальная скважина и т. д.).
4. Технические индикаторы
1. 6. Оценка эффективности полевого испытания
Ствольная беспробковая технология фиксации песка для разрыхления порошка с высоким содержанием бурового раствора /мелкого песка в песчаниковой нефтяной/газовой скважине успешно применяется в прямой скважине, горизонтальной скважине, а также боковой буровой скважине.
6.1 Скважина G4-13-CP12
Скважина G4-13-CP12, продуктивный пласт 44: 1388,7-1432,35 м (утраченное уплотнение 1474,85-1508,85 м), было введено в эксплуатацию в октябре 2008 года, объем жидкости 3/2,1/30%, на 84-й день добычи, из-за малого объема жидкости, было приостановлено для ремонтного исследования, и песок не был обнаружен. 2,2/2,0/7,0% после завершения скважины, и низкий объем жидкости все еще существовал. После 117 дней добычи с компанией BJ связывались насчет закупорки буровой корки непрерывной нефтяной трубы, 2,4/2,0/5,2% после завершения скважины, и эффект не очевиден. После 61 дня добычи для предотвращения образования песка использовалась скважина нового типа без заглушки. Строительные данные: 10% очистной агент 6 м3 было применен, заменив 6 м3 чистой воды с давлением насоса 10,0 МПа и рабочим объемом 300 л/мин. Применяется прямое выдавливание нового гидроизоляционного материала HY 8,0 м3, давление 10,0 МПа, а смещение 300 л/мин. Заменить чистую воду 4,0 м3, давление насоса 10,0 МПа, рабочий объем 300 л/мин. После 24 ч периода ожидания песка не обнаружено. Добыча после завершения 23,3/12/48%. Текущая добыча 30/9,2/69,3%. Дополнительная добыча нефти на конец 2009 года составила более 1100 тонн.
6.2 Скважина KD642-P1
Колодец KD642-P1, эксплуатационный пласт: 55: 1473,6-151,73 м, введено в эксплуатацию в марте 2008 года, количество жидкости в объеме добычи составляет 19,0/9600/10,2%, а после 372 дней закачки добываемого газа добыча продолжалась в течение 77 дней до засорения песком. Площадь обнаружения песка составляет 1385,18 м, 1,2 м3 пластового песка выбивается, 17,5/10/42,5% после завершения скважины. Герметизация песка производится после 105 дней добычи, песок обнаруживается после 105 дней добычи, слой песка составляет 1457. 61 м, добываемый песок составляет 1,5 м3, и в качестве контактной меры используется новый тип ствола без материала для предотвращения песка. Строительные данные: нанесено 10% чистящего средства при 6 м3, положительная замена воды - 5 м3, давление насоса - 1,0 МПа, рабочий объем - 300 л/мин. Новый гидроизоляционный материал HY подвергается сжатию в течение 10,0 м3, а рабочий объем составляет 300 л/мин. Замена чистой воды составила 6,0 м3, давление насоса 1,0 МПа, рабочий объем 300 л/мин. После настройки в течение 12 часов песок не был обнаружен, 12/6,2/4,7% добычи после завершения скважины. 50 дней нормальной добычи по состоянию на конец 2009 года, и 270 тонн нефти было накоплено.
Четыре основных технических вопроса для защиты от песка： Защита от порошка и мелкозернистого песка； Защита от песка газовых скважин；Защита от песка для тяжелых нефтяных скважин； Химическая пескофиксирующая пробка ствола.
Борьба с песком в разработке нефтяных и газовых скважин порошковых песчаников, глинистых мелкозернистых песков всегда были трудной проблемой. В настоящее время наиболее широко используемыми методами являются гравийная набивка (в более чем 90% скважин для предотвращения образования песка) и защита от песка при заполнении трещин. Чтобы обеспечить результат, его обычно используют вместе с фильтрующей трубкой для песка. Проблема закупорки трубы песочного фильтра является обычной, сопротивление потока текучей среды значительно увеличивается после закупорки, осуществляется влияние на производительность нефтяной и газовой скважины после борьбы с песком, и скрытая опасность переносится на более поздний капремонт скважин и операцию по борьбе с песком. В случае мелкого песка труба песочного фильтра будет серьезно закупорена, и производственная мощность будет быстро уменьшаться после ввода в эксплуатацию. Проблема газовой скважины является более острой, из-за закупорки трубы песочного фильтра производительность, с одной стороны, быстро снижается; с другой стороны, другая закупорка другой стороны вызывает частичную концентрацию давления газа, а продувка трубы песочного фильтра вызовет отказ защиты от песка, что является серьезной проблемой, которая является распространенной и которую трудно решить. Проблемы, упомянутые выше, могут быть эффективно решены с помощью ствольной беспробковой технологии химической фиксации песка.
2. Техническая основа2.1 Технический механизм ствольной беспробковой технологии фиксации песка
Ствольная беспробковая технология фиксации песка имеет физико-химический эффект преобразования химической энергии в механическую энергию, эффективный компонент может надежно консолидировать образование песка (кварцевого песка) при определенных условиях фильтрации, а затвердевшее тело обладает достаточной фазовой проницаемостью. Технология обладает несравненными превосходными характеристиками и характеристиками по сравнению с предыдущими пескофиксирующими агентами и стабилизаторами песка.
Ствольные беспробковые пескофиксирующие агенты состоят из высокополимерных материалов типа A и B, которые могут сжиматься с образованием песка после уплотнения при определенной температуре, чтобы обеспечить прочное сочетание образования песка (кварцевого песка). Проницаемость нефтяного слоя может эффективно поддерживаться в условиях эффективного предотвращения образования слоя; в то же время миграция пластового песка и его частиц в добывающем слое фундаментально контролируется, что создает эффективный барьер для удержания песка.
2.2 Технические характеристики
2.2.1 Наиболее эффективен для предотвращения образования порошка и мелкого песка для пластов с высоким содержанием грязи и рыхлых песчаников.
2.2.2 Малое влияние на проницаемость и производительность нефтяных газовых скважин
2.2.3 Сильная способность адаптироваться к газовым скважинам с более высокой добычей газа
2.2.4 Нет закупорки в скважине, чтобы соответствовать требованиям различных специальных условий в стволе
2.2.5 Также применимо к скважине с деформацией обсадной колонны
2.2.6 Низкая стоимость защиты от песка
3. Область применения и принцип выбора нефтяной скважины3.1 Техническая адаптивность
3.1.1 Мелкий песок может быть хорошо уплотнен, а также хорошо адаптирован для формирования с высоким содержанием глины (например, более 40%).
3.1.2. Применяется для защиты от песка в особых условиях ствола скважины.
3.1.3 Время герметизации скважины для коагуляции: 48 ч (ниже 60 ℃), 24 ч (выше 60 ℃).
3.2 Принципы выбора скважины
3.2.1. Водонефтяные скважины с хорошим качеством концентрации скважин;
3.2.2 Выбивная скважина с относительно небольшой разницей между слоями и нефтяная скважина с относительно высоким содержанием воды;
3.2.3 Высокое содержание глины и высокое содержание мелкого песка;
3.2.4 Скважина с низкой вязкостью сырой нефти и меньшей силой сопротивления потока;
3.2.5. Нефтяная скважина с коротким сроком защиты против песка;
3.2.6 Интервал ствола скважины не должен быть слишком длинным;
3.2.7 Подходит для применения в скважинах различного типа, то есть требований к скважинам специального назначения (например, скважина с деформацией обсадной колонны, обсадная колонна малого диаметра, скважина с боковым стволом, скважина с высоким отклонением, горизонтальная скважина и т. д.).
4. Технические индикаторы
1. 6. Оценка эффективности полевого испытанияСтвольная беспробковая технология фиксации песка для разрыхления порошка с высоким содержанием бурового раствора /мелкого песка в песчаниковой нефтяной/газовой скважине успешно применяется в прямой скважине, горизонтальной скважине, а также боковой буровой скважине.
6.1 Скважина G4-13-CP12
Скважина G4-13-CP12, продуктивный пласт 44: 1388,7-1432,35 м (утраченное уплотнение 1474,85-1508,85 м), было введено в эксплуатацию в октябре 2008 года, объем жидкости 3/2,1/30%, на 84-й день добычи, из-за малого объема жидкости, было приостановлено для ремонтного исследования, и песок не был обнаружен. 2,2/2,0/7,0% после завершения скважины, и низкий объем жидкости все еще существовал. После 117 дней добычи с компанией BJ связывались насчет закупорки буровой корки непрерывной нефтяной трубы, 2,4/2,0/5,2% после завершения скважины, и эффект не очевиден. После 61 дня добычи для предотвращения образования песка использовалась скважина нового типа без заглушки. Строительные данные: 10% очистной агент 6 м3 было применен, заменив 6 м3 чистой воды с давлением насоса 10,0 МПа и рабочим объемом 300 л/мин. Применяется прямое выдавливание нового гидроизоляционного материала HY 8,0 м3, давление 10,0 МПа, а смещение 300 л/мин. Заменить чистую воду 4,0 м3, давление насоса 10,0 МПа, рабочий объем 300 л/мин. После 24 ч периода ожидания песка не обнаружено. Добыча после завершения 23,3/12/48%. Текущая добыча 30/9,2/69,3%. Дополнительная добыча нефти на конец 2009 года составила более 1100 тонн.
6.2 Скважина KD642-P1
Колодец KD642-P1, эксплуатационный пласт: 55: 1473,6-151,73 м, введено в эксплуатацию в марте 2008 года, количество жидкости в объеме добычи составляет 19,0/9600/10,2%, а после 372 дней закачки добываемого газа добыча продолжалась в течение 77 дней до засорения песком. Площадь обнаружения песка составляет 1385,18 м, 1,2 м3 пластового песка выбивается, 17,5/10/42,5% после завершения скважины. Герметизация песка производится после 105 дней добычи, песок обнаруживается после 105 дней добычи, слой песка составляет 1457. 61 м, добываемый песок составляет 1,5 м3, и в качестве контактной меры используется новый тип ствола без материала для предотвращения песка. Строительные данные: нанесено 10% чистящего средства при 6 м3, положительная замена воды - 5 м3, давление насоса - 1,0 МПа, рабочий объем - 300 л/мин. Новый гидроизоляционный материал HY подвергается сжатию в течение 10,0 м3, а рабочий объем составляет 300 л/мин. Замена чистой воды составила 6,0 м3, давление насоса 1,0 МПа, рабочий объем 300 л/мин. После настройки в течение 12 часов песок не был обнаружен, 12/6,2/4,7% добычи после завершения скважины. 50 дней нормальной добычи по состоянию на конец 2009 года, и 270 тонн нефти было накоплено.
- 7. Вывод
7.1 По сравнению с обычными химическими материалами для борьбы с песком беззасорный материал отличается более высокой способностью борьбы с песком (высокая прочность при уплотнении) и более низкой степенью повреждения нефтяного слоя (высокий коэффициент сохранения проницаемости после уплотнения), чем обычный химический материал для борьбы с песком.
7.2 Еще одна особенность материала заключается в том, что поверхность кварца оказывает сильное связующее воздействие при условии потери фильтра, и в воде не образуется закупорка, и реализуется цель оставления пробки в стволе скважины после завершения строительства.
7.3 Технология HY для фиксации песка также не требует наличие бригады по пескозащите, простая и удобная в строительстве и эксплуатации, а также с широкими возможностями применения в специальных скважинах (скважина с деформацией обсадной колонны, обсадная колонна малого диаметра, боковое бурение, скважина с большим уклоном, горизонтальная скважина и т.д.), а также с высоким содержанием грязи и рыхлыми мелкозернистыми пластами.
