Технические и технологические методы борьбы с выносом песка в скважинах (УЭЦН, ШСНУ). Технологии крепления пород ПЗП при ремонте скважин.

Технологические методы:

1)Регулирование режима работы скважины – т.е. нужно выбрать тот режим, при котором создаваемая депрессия на пласт не будет влиять на количество мех примесей в продукции. Зона 2 – зона максимальных депрессий, там наиболее ярко проявляются песчаные осложнения.

2)Контролировать содержание песка в продукции. После определенного Qкр, вынос песка возрастает в десятки раз, поэтому нужно конкретно знать максимальный «критический» дебит.

3) РИР (селективная и не селективная изоляция)

Технические методы:

1. Скважина должна быть оборудована зумпфом - сборник грязи. Надо следить за состоянием зумпфа.

2. Применение дополнительных фильтров в зоне расположения перфорационных отверстий.

3. Тампонирование скважины – восстановление целостности ЦК, закрепление ГП. Для ПЗП применяют водоцементные растворы (могут уменьшить проницаемость), песчано-цементные, синтетические смолы (в РФ для пластов с температупой больше 70 градусов нет)

4. Применение поднасосных хвостовиков (трубы меньшего диаметра ниже насоса, следовательно, увеличивается скорость движения жидкости в подъемнике)

5. Применение песочных якорей, сепараторов, специальных насосов с плунжером, пескобреи, противопесочные окна, на штангах устанавливают турбулизаторы.

Креплению слабосцементированных пород в ПЗП подлежат скважины, эксплуатация которых осложнена выносом песка.

Крепление призабойной зоны происходит с использованием вяжущих материалов: заполняется заколонное пространство (каверны) растворами, после отверждения которых образуется проницаемый пласт. При наличии в ПЗП каверны ее перед креплением заполняют отсортированным кварцевым песком.

Применяют: 1) цементный раствор 2)песчано-цементный раствор 3)смолы ТС-10 (60 гр.), ТСД-9 ( 40 гр.)4) фенолформальдегидные смолы

Определение потребного цемента: 1) проводят исследования термометрией и дебитометрией для определения водоносных пропластков из которых идет песок 2) расчет кол-ва цемента исходя из общего объема пор этих пропластков (с учетом радиуса проникновения раствора около 1 м) 3) изолируем нефтеносные пласты пакером и закачиваем расчетное кол-во цемента, и продавливаем его.

Последовательность крепления:

1. Определяют температуру в зоне тампонирования.

2. Определяют содержание механических примесей в продукции.

3. Определяют дебит и содержание воды в продукции.

4. В зависимости от температуры в зоне тампонирования выбирают соответствующий материал.

5. Устанавливают на скважине емкость с перемешивающим устройством для приготовления и накопления тампонажного раствора, подъемные средства, цементировочный агрегат ЦА-320 М.

6. Останавливают и глушат скважину.

7. Спускают НКТ до забоя и промывают ствол скважины.

8. Если в процессе промывки скважины наблюдается поглощение в интервале продуктивного пласта, то в заколонную выработку (каверну) намывают песок до восстановления циркуляции. При обратной промывке удаляют с забоя скважины остатки песка.

9. Проверяют скважину на приемистость при закачивании в пласт нефти или пластовой воды. В случае необходимости проводят мероприятия по увеличению приемистости скважины.

10. Подготавливают в емкости с перемешивающим устройством тампонажный раствор. Проверяют показатели качества.

11. Закачивают приготовленный тампонажный раствор в пласт.

12. Устанавливают продолжительность эффекта по содержанию механических примесей в добываемой продукции сразу после проведения работ и периодически, не менее трех раз в месяц.