8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Глушение газовых скважин


Глушение газовых скважин облегченной инвертной дисперсией — Студопедия.Нет

ГЛАВА 2

 

ГЛУШЕНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

ПЕРЕД ПРОВЕДЕНИЕМ КАПИТИТАЛЬНОГО РЕМОНТА

 

Глушение газовых скважин с временным блокированием продуктивного

Пласта

 

Процесс глушения газовых скважин в условиях АНПД целесообразно осуществлять при временном блокировании продуктивного пласта с последующим разрушением блокирующего материала при освоении за один непрерывный цикл.

Технологии по временному блокированию пласта заключаются в том, что в зону перфорации закачивается высококонцентрированная суспензия твердого наполнителя в виде геля, способного закупоривать перфорационные отверстия, предотвращая тем самым поглощения жидкости глушения. Затем скважина заполняется жидкостью глушения с плотностью, достаточной для создания противодавления на пласт. После проведения работ временно закупоривающий материал удаляется и скважину осваивают. Удаление временно закупоривающего материала производится путем растворения его кислотой, водой, нефтью или специальным растворителем.

В отечественной практике для временной изоляции пласта широкое распространение получил мел, который удаляется из зоны фильтра путем солянокислотной обработки. В зарубежной практике для этих целей используются каменная соль, мраморная крошка, мел, органическая кис­лота и др.

На месторождениях Западной Сибири применялись различные временно закупоривающие составы: на основе химически осажденного мела и алебастра; ПАВ и КМЦ; меловая паста или глиномеловая паста на основе полиакриламида, формалина, алебастра и нитролигнина; трехфазная пена и др. [43]. Временно закупоривающий состав, как правило, продавливается в зону обработки пластовой водой. При освоении скважин проводились солянокислотные обработки. Продавливание кислоты в пласт осуществляется пластовой водой или двухфазной пеной. Применение такой технологии давало положительные результаты, но по мере падения пластового давления применение временного блокирования пласта прекратилось и в эксплуатационных газовых скважинах не удается получить циркуляцию рабочего агента.

В последнее время для глушения скважин уделяется большое внимание пенным системам. Положительный опыт блокирования пласта трехфазной пеной получен в последнее время на месторождениях с аномально низким пластовым давлением [44-46]. Наиболее эффективны при КРС для временного блокирования пластов ПОЖ, не содержащие твердой фазы. Они работоспособны даже при отрицательных температурах до минус 30 °С.

Глушение газовых и газоконденсатных (нефтяных) скважин

Эмульсионным раствором

 

О целесообразности применения технологических жидкостей на углеводородной основе и, прежде всего эмульсионных растворов, при бурении и ремонте нефтяных и газовых скважин было изложено выше. Однако проблемным остается вопрос эффективного глушения газовых скважин в условиях АНПД, что характерно для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки. Поэтому для таких условий необходима жидкость, отвечающая всем вышеперечисленным требованиям.

Наиболее близким по составу типом жидкости глушения является эмульсия, включающая газоконденсат, конденсированную сульфит-спиртовую барду (КССБ), хлорид кальция (СаС12), углекислый натрий (Na2CO3), карбамид, химически осажденный мел и воду, при следующем соотношении компонентов, % масс.: газоконденсат - 28,0-35,0; КССБ - 7,0-12,0; СаС12 - 18,0-24,0; Na2CO3 - 1,0-3,0; карбамид - 0,5-1,5; химически - осажденный мел - 1,0-3,0; вода - остальное. Недостатком данного эмульсионного состава является то, что он не устойчив при пластовых температурах 60-80 °С, так как в качестве эмульгатора используется КССБ, не обладающая высокими термостабильными эмульгирующими свойствами.

Более эффективным эмульсионным раствором является состав, состоящий из,       % масс.: газоконденсата - 25,0-30,0; эмультала - 4,5-5,0; алюмосиликатных микросфер (АСМ) - 15,0-20,0; гидрофобной кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н - 2,5-3,0; минерализованной воды – остальное [47].

По сравнению с предыдущим эмульсионным раствором данный состав термостатически устойчив за счет увеличения его вязкости и структурно-механических свойств при одновременным уменьшении фильтратоотдачи до нулевых значений. Причем даже при повышении пластовой температуры до 80 °С фильтратоотдача не превышает 4 см3/30 мин, к тому же после глушения скважины не требуется проведение кислотной обработки пласта. Коэффициент восстановления проницаемости после промывки, вызова притока и освоения скважины составил более 90 %. Эффективность нового эмульсионного раствора подтверждается результатами экспериментальных исследований, приведенных в табл. 2.1.

Анализ данных табл. 2.1 показывает, что содержание эмульгатора в количестве более 5 % нецелесообразно, так, как получается вязкая не текучая эмульсия. При содержании алюмосиликатных микросфер менее 20 % плотность эмульсии получится близкой к 1,0, что часто не достаточно для глушения скважин в условиях АНПД. При увеличении содержания АСМ в эмульсии больше 20 % нецелесообразно, так как вязкость эмульсии возрастает, что делает ее не технологичной. В рекомендуемом для глушения газовых и газоконденсатных (нефтяных) скважин эмульсионном составе в качестве термостабилизатора предложена гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11Н, при концентрации которой

Таблица 2.1

Состав и технологические параметры эмульсионного раствора

для глушения газовых и газоконденсатных (нефтяных) скважин в условиях АНПД [49]

 

Состав раствора, % масс.

Плотность,

ρ,

кг/м3

Вязкость условная,

Т,

с

рН

Статическое напряжение сдвига,

Θ,

1/10 дПа

Фильтратоотдача,

Ф,

см3/30 мин

Напряжение пробоя,

вольт

при t=22 0С при t=80 0С
1. Раствор №1 (прототип): газоконденсат – 28,0-35,0; КССБ - 7,0-12,0; хлорид кальция - 18-24; карбонат натрия – 1,0-3,0; карбамид – 0,5-1,5; химически – осажденный мел – 1,0-3,0; вода - остальное 1112 – 1065 25,17 – 13,33 (мПас) - 100,2 – 450,9 192,1 – 801,6 следы - отсутствует нет данных нет данных
2. Раствор № 1 предлагаемого состава газоконденсат – 25,0; эмультал – 4,0; ГКЖ-11Н – 2,0; АСМ – 10,0; минерализованная вода - остальное 960 капает 11,90 215/249 1,0 4,0 400
3. Раствор № 2 предлагаемого состава газоконденсат – 25,0; эмультал – 4,5; ГКЖ-11Н – 3,0; АСМ – 20,0; минерализованная вода - остальное 950 540 11,20 105/129 0 - 600
4. Раствор № 3 предлагаемого состава газоконденсат – 30,0; эмультал – 5,0; ГКЖ-11Н – 3,0; АСМ – 20,0; минерализованная вода - остальное 930 344 10,90 43/67 0 3,8 700
5. Раствор № 4 предлагаемого состава газоконденсат – 35,0; эмультал – 5,0; ГКЖ-11Н – 3,0; АСМ – 30,0; минерализованная вода - остальное 900 не течет 10,99 90,9/144 0 3,5 650

 

менее 2,0 % уменьшается термостабильность эмульсии, что фиксируется по снижению величины напряжения пробоя до 200-300 в.Оптимальное содержание ГКЖ-11Н составляет 2,5-3,0 %, при этом величина пробоя составляет 600-700 в.

 

Глушение газовых скважин облегченной инвертной дисперсией

 

Определяющим фактором производительности газовых скважин является состояние их призабойной зоны, которая несет наибольшую фильтрационную нагрузку, подвергаясь различным воздействиям в процессе эксплуатации. Это кольматация ее твердыми частицами (песок, глина, продукты коррозии и т.п.), дисперсной фазой и дисперсионной средой технологических растворов, вследствие образования нерастворимых продуктов, гелей или высоковязких эмульсий, отложениями в поровом пространстве коллекторов высокомолекулярных углеводородов. При этом фильтратоотдача жидкостей, особенно на водной основе, загрязняет продуктивный пласт за счет образования гидратных и эмульсионных соединений, кристаллизации и осаждения солей в проницаемой среде, набухания глинистого цемента пород-коллекторов и др. [48].

В процессе проведения ремонтных работ влияние этих факторов усиливается, поскольку при спуске инструмента гидродинамическое давление на пласт увеличивается вплоть до «гидроудара», сила которого возрастает с глубиной, скоростью спуска инструмента, достигая максимального значения непосредственно над продуктивным пластом. При увеличении давления в околоскважинной зоне порода разуплотняется. Этому содействует статическая репрессия давления на пласт, которая создастся весом столба технологической жидкости [49, 50].

Ухудшение фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП имеет место прежде всего при глушении скважин, то есть в процессе задавливания пласта специальными составами с целью обеспечения безаварийного проведения последующих ремонтных работ. Поэтому выбор дисперсных систем для глушения должен осуществляться с учетом горно-геологических, технических, экономических, экологических, а также климатических условий и факторов работы скважин. Главными и определяющими из них являются:

- обеспечение высокого качества и надежности глушения скважин, безопасного и безаварийного проведения ремонтных работ;

- предотвращение загрязнения продуктивного пласта, сохранение ФЭС и достижение доремонтной продуктивности скважин;

- технологичность приготовления системы, включая количество и доступность ингредиентов, оптимальное время использования спецтехники, ее доступность и физический объем работ;

- технологичность процесса восстановления герметичности скважин;

- возможность проведения ремонтных работ в условиях, осложненных низкими температурами как на поверхности, так и в разрезе с наличием ММП, песко- и водопроявлений;

- отсутствие коррозионно-активного воздействия на трубы и технологическое оборудование;

- совместимость с другими технологическими жидкостями, используемыми при ремонте скважин;

- технологичность при транспортировке, приготовлении и проведении работ на скважинах;

- минимальное токсикологическое воздействие используемых химических реагентов и приготовленных технологических систем на человека и вредное воздействие на окружающую среду.

Этим требованием наиболее полно отвечают инвертные эмульсии, суспензии и их смеси. Например, на 12 месторождениях, разрабатываемых ОАО «Кубаньгазпром» с пластовыми давлениями 10-20 % от условного гидростатического, накоплен положительный опыт применения гидрофобно-эмульсионных растворов с содержанием водной фазы 80-85 %, углеводородной 15-20 % и 0,3-0,7 % эмульгатора-стабилизатора (катионактивное ПАВ сложного состава). При очистке ПЗП, промывке песчаных пробок (толщиной 40-90 м), перфорации эксплуатационных колонн с целью приобщения к разработке новых газонасыщенных объектов, проведении ремонтно-профилактических и ловильно-аварийных работ в скважинах, эксплуатирующих объекты на глубинах 2620-2660 м (Сердюковское месторождение) и 3320-3370 м (Некрасовское месторождение), гидрофобно-эмульсионные растворы обеспечили успешное проведение ремонтных работ. Однако, эти эмульсии оказались не эффективны для условий высокопроницаемых коллекторов газоконденсатных месторождений Западной Сибири [49].

До последнего времени на Уренгойском, Ямбургском и Медвежьем газоконденсатных месторождениях для этих же целей широко применялись блокирующие инвертные дисперсии типа «Дисин» или инвертно-меловые дисперсии типа «ИМД», а также «Эмультон» на основе органобентонитовой глины с регулируемой коллоидной структурой, плотностью в пределах 940-1450 кг/м3, эффективной вязкостью 340-1810 Па·с, статическим напряжением сдвига СНС1/10 = 35/55 и 125/180 дПа через 1 и 10 мин, соответственно, и фильтратоотдачей около 0 см3/30 мин [50]. Однако, из-за снижения пластового давления до 0,6-0,4 от нормального гидростатического, высокого темпа обводнения скважин и разрушения ПЗП эти технологические жидкости уже не обеспечивают качественного глушения скважин.

Разработанные для таких условий в ООО «СевКавНИПИгаз» технологии временного блокирования продуктивного пласта двух- и трехфазными пенами [51], включающими водорастворимые полимеры, углеводородную фазу и ТЩН, оказались не технологичными. Например, фактические затраты времени на вызов притока из сеноманских газовых скважин после КРС за первое полугодие 2004 г. по Управлению интенсификации и ремонту скважин (УИиРС) ООО «Ямбурггаздобыча» после использования технологии глушения скважин с блокированием пласта дисперсиями с наполнителями (торф, целлотон, мел, вермикулит, асбест) изменялись от 120 вахто-часов на скв. №1142 до 504 вахто-часов на скв. № 1145, что в среднем по 11 скважинам составило 249 вахто-часов.

Применение водных дисперсий радиационно сшитого полиакриламида оказалось не технологичным из-за необходимости заполнения всего объема скважины [52]. Попытки применения технологии блокирования перфорированного интервала продуктивного пласта дисперсией набухшего полимера с заполнением ствола скважины традиционно применяемыми растворами минеральных солей, а также комбинированная технология с предварительным закачиванием в пласт и созданием оторочки из растворов фосфорнокислых солей, декольматирующих пласт, не дали положительных результатов [46, 53, 54].

Таким образом, повсеместное использование доступных материалов (минеральные соли, щелочи, органические ПАВ, торф, мел, органобентониты, конденсат, нефть, нефтепродукты и т.п.) чаще приводит к ухудшению результатов процесса глушения и послеремонтного освоения скважин, наносит экологический ущерб окружающей среде из-за неудовлетворительных токсикологических свойств и низкой их биоразлагаемости. Например, на Уренгойском ГКМ расход жидкости глушения на одну скважино-операцию составил 1106-1700 м3 (превышение объема скважины в 28-42,5 раз), а затраты времени на ликвидацию осложнений из-за некачественного глушения составили 1404-1556 вахто-часов [55]. Кроме того, пожароопасность систем на углеводородной основе и низкая морозостойкость известных технологических растворов создает трудности при работе с ними в суровых климатических условиях севера Западной Сибири.

Поэтому объективно необходимым является разработка комплексной технологии, включающей промывку скважины водно-спиртовыми растворами с ПАВ, закачивание в околоскважинную зону продуктивного пласта деблокирующего мицеллярного раствора, создание в интервале перфорации надежного блокад-экрана, предотвращающего приток углеводородного сырья из пласта и проникновение жидкости глушения или ее фильтрата в пласт, а также заполнение ствола скважины структурированной дисперсной системой низкой плотности.

Для решения данной проблемы совместно со специалистами ООО «НТЦ «Современные газовые системные технологии» были синтезированы анионактивные и неионогенные ПАВ на основе растительных масел и продуктов их очистки и проведены систематические исследования их свойств на границе раздела фаз с водными и углеводородными растворами. На основе экспериментальных исследовании установлены причинно-следственные зависимости влияния состава поверхностно-активных композиций на их свойства, что позволило создать экологически приемлемые эмульсии с низким межфазным натяжением на границе раздела с пластовыми флюидами фаз прямого и обратного типов плотностью           490-950 кг/м3 [56-58]. В процессе исследований разработаны методы регулирования их технологических свойств за счет изменения химической природы и структуры ПАВ, соотношения водной и углеводородной фаз, введения ПАВ и облегчающих добавок [58]. Разработаны эффективные блокирующие высоковязкие инвертные системы и составы из водонабухающего химически сшитого полиакриламида, предложена комплексная технология эффективного глушения скважин в условиях высокопроницаемых коллекторов и низких пластовых давлений при прогрессирующем обводнении и разрушении призабойной зоны скважин [59]. Приоритет и научная новизна получения устойчивых структурированных технологических жидкостей и создание эффективной технологии глушения ими скважин подтверждены совместными патентами на изобретения [60].

Качество приготовления предлагаемых составов существенно влияет на эффективность ремонтных работ, проводимых на скважинах. В промысловых условиях их готовят на стационарном растворном узле или непосредственно на устье скважины перед ее ремонтом [61]. Преимущество механизированного приготовления облегченной инвертной дисперсии (ОИД) достигается за счет быстрого достижения высокой однородности системы с заданными технологическими параметрами.

Оптимальная плотность ОИД определяется с учетом давление столба жидкости глушения Рзаб, которое не должно превышать текущего давления гидроразрыва горных пород на забое РГРП по формуле:

 

Рзаб ≤ 0,8РГРП,                                                       (2.1)

 

 

Для оценки текущего давления ГРП в слабосцементированных породах сеноманских отложений наиболее приемлема следующая эмпирическая формула, предложенная авторами работы [2, 62]:

 

РГРП = 0,66Рпл + 0,083Нкр,                                                      (2.2)

 

где РГРП  - текущее давление ГРП на забое, МПа;

Рпл- текущее пластовое давление, МПа;

Нкр- глубина залегания кровли сеноманских отложений, м.

 

Глушение скважин с использованием ОИД включает промывку скважины водно-спиртовым раствором с ПАВ, закачивание в околоскважинную зону мицеллярного углеводородного раствора с ПАВ, блокирование пласта структурированной высоковязкой дисперсией (с плотностью не более 650 кг/м3) и заполнение ствола скважины маловязкой ОИД.

Перед глушением скважин необходима ее промывка для предотвращения попадания в пласт примесей и удаления скопившейся на забое жидкости и сорбированных на поверхности труб и внутрискважинного оборудования отложений, продуктов бурения и коррозии. Для этого, как правило, используют 0,05-0,50 %-ные водно-спиртовые растворы ПАВ с концентрацией взвешенных частиц ≤ 10 мг/л.

Для предотвращения газирования жидкости глушения и обеспечения качественного освоения скважин газ необходимо оттеснять в глубь пласта мицеллярной жидкостью. В качестве таковых используют растворы неионогенных ПАВ (типа «Неонол АФ9-4» или «Фосфатидин») в конденсате или другой углеводородной жидкости с небольшими добавками спиртов (метанол, этанол, изопропанол, сивушные масла). Объем буферного раствора выбирается из расчета 0,5-1,0 м3 на каждый метр перфорированной мощности продуктивного пласта при концентрации ПАВ 0,2-0,4 %. Концентрация вводимых солей определяется необходимостью достижения в пластовых условиях низкого межфазного натяжения на границе раздела «раствор ПАВ - пластовые флюиды» и получения стабильных микроэмульсий. При достижении поршнеобразного задавливания мицеллярного раствора в пласт плотность последнего не регламентируется.

Разработанная технология предусматривает проведение комплекса работ по качественному блокированию вскрытой части продуктивного пласта и последующего заполнения скважины облегченной эмульсией, создающей необходимые условия для проведения ремонтных работ в скважине. В зависимости от состава применяемых жидкостей, реализация технологии возможна в двух вариантах:

1 вариант - Интервал перфорации блокируют нефильтрующейся структурированной высоко вязкой инвертной суспензией с небольшой адгезией к проницаемой среде, а скважину заполняют промывочной системой меньшей вязкости с адгезией, несколько превышающей когезиоонную прочность к стенкам металлических труб [60, 61].

2 вариант - Интервал перфорации полностью заполняют дисперсией водонабухшего полимера и антифильтрационной эмульсией, а ствол скважины заполняют вязкой облегченной инвертной дисперсией с противоположной по фильности природой [46].

Продуктивный пласт считается блокированным, если после глушения и в процессе ремонтных работ в скважине не происходит проникновения жидкости глушения и (или) ее фильтрата в пласт, а также отсутствует приток углеводородов из пласта.

Плотность облегченных дисперсий должна быть такой, чтобы гидростатическое давление ее в скважине обеспечивало противодавление на пласт, превышающее пластовое давление.

Условная вязкость блокирующих составов по ВБР-1 должна составлять не менее 500 с, при этом они должны прокачиваться без осложнений.

В случае возможных поглощений, например, из-за кавернообразования в ПЗП должно быть предусмотрено дополнительное закачивание в зону фильтра инвертной эмульсионно-суспензионной дисперсии с микросферами или водонабухающего полимера типа «Полипласт-Г» с повышенными структурно-механическими параметрами (50-100 % от общего объема блокирующей жидкости).

Данную комплексную технологию применяли при глушении скважин №№ 1088, 5115 и 7174 Ямбургского ГКМ, технические параметры которых приведены в табл. 2.2. В данной таблице приведены также усредненные параметры и расчетные величины фильтрационных параметров и дебита сеноманской газовой скважины.

Проведенные работы по приготовлению ОИД и глушению скважин подтвердили высокую эффективность предлагаемой комплексной технологии. Все скважины заглушены с уровнем жидкости на устье. В процессе ремонтных работ отказов технологического оборудования и насосных агрегатов, связанных с применением ОИД, не отмечалось.

 

studopedia.net

Способ глушения газовой скважины

 

Изобретение относится к разработке газовых месторождений и может быть использовано для глушения газовых эксплуатационных скважин при проведении в них подземных и капительных ремонтов, преимущественно в продуктивных пластах с аномально низкими пластовыми давлениями. Для глушения скважины блокируют интервал перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по колонне насосно-компрессорных труб блокирующего состава. Осуществляют последующую закачку в скважину задавочной жидкости. В качестве блокирующего состава используют тампонажный материал с компонентом в своем составе, разрушаемым при химическом воздействии. Задавочную жидкость используют на углеводородной основе. Перед подачей блокирующего состава скважинную жидкость на забое скважины оттесняют в пласт. Блокирующий состав подают на забой скважины и в прискважинную зону пласта закачкой по колонне насосно-компрессорных труб газа. Задавочную жидкость закачивают в скважину порциями после затвердения тампонажного материала. Газ, замещаемый в скважине задавочной жидкостью, отбирают на устье скважины. Тампонажный материал подают в скважину порциями после затвердения каждой предыдущей порции. Обеспечивается надежная блокировка интервала перфорации продуктивного пласта и последующее освоение скважин для условий аномально низких пластовых давлений, в том числе в обводняющихся скважинах, оборудованных пакером. 1 з.п.ф-лы.

Изобретение относится к области разработки газовых месторождений и может быть использовано для глушения газовых эксплуатационных скважин при проведении в них подземных и капитальных ремонтов, преимущественно в продуктивных пластах с аномально низкими пластовыми давлениями.

Известен способ глушения эксплуатационной скважины, включающий остановку скважины, замену в ней скважинной жидкости на задавочную жидкость, удельный вес которой обеспечивает давление столба жидкости на забое скважины, превышающее пластовое давление, при этом для уменьшения поглощения в качестве задавочной жидкости используют различные вязкоупругие системы /1/. Недостатком такого способа является невозможность его использования в скважинах с низкими пластовыми давлениями, поскольку задавочная жидкость может создавать значительные репрессии на продуктивный пласт, за счет чего происходит поглощение задавочной жидкости продуктивным пластом даже при повышенной ее вязкости и затрудняется последующее освоение скважины после проведения в ней ремонтных работ. Наиболее близким к описываемому способу является способ глушения скважины, включающий блокировку интервала перфорации путем замены скважинной жидкости блокирующей жидкостью и расположенной над ней задавочной жидкостью плотностью, меньшей плотности блокирующей жидкости, при этом часть блокирующей жидкости задавливают в прискважинную зону пласта, а объем блокирующей жидкости определяют исходя из коэффициента продуктивности скважины /2/. Недостатком этого способа являются возможные осложнения при освоении скважины после ее глушения и проведения на ней ремонтных работ, особенно в условиях аномально низких пластовых давлений при разработке газовых месторождений на поздней стадии, поскольку при освоении скважины для удаления закачиваемой в нее блокирующей жидкости необходимо создание значительных депрессий на пласт /2/. Задачей данного изобретения является обеспечение надежной блокировки интервала перфорации продуктивного пласта и последующего освоения скважин для условий аномально низких пластовых давлений, в том числе в обводняющихся скважинах, оборудованных пакером. Поставленная задача достигается тем, что при реализации способа глушения газовой скважины, включающего блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по колонне насосно-компрессорных труб блокирующего состава и последующей закачки в скважину задавочной жидкости, согласно изобретению в качестве блокирующего состава используют тампонажный материал с компонентом в своем составе, разрушаемым при химическом воздействии, а задавочную жидкость используют на углеводородной основе, причем перед подачей блокирующего состава скважинную жидкость на забое скважины оттесняют в пласт, а блокирующий состав подают на забой скважины и в прискважинную зону пласта закачкой по колонне насосно-компрессорных труб газа, задавочную жидкость закачивают в скважину порциями после затвердения тампонажного материала, при этом газ, замещаемый в скважине задавочной жидкостью, отбирают на устье скважины. Сущность изобретения заключается в следующем. Для проведения капитального или подземного ремонта газовой скважины необходимо произвести ее глушение. Глушение скважины осложняется, если скважина оборудована пакером, извлечение которого возможна только в результате проведения капитального ремонта скважины, поскольку нет возможности использования затрубного пространства для прокачивания технологических растворов. Для глушения скважины предварительно закачкой газа в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) оттесняют скважинную жидкость с забоя скважины в продуктивный пласт. Это делается для исключения смешивания с ней блокирующего материала. Далее в скважину через НКТ закачивают блокирующий состав и продавливают его на забой и в прискважинную зону пласта газом. Объем блокирующего состава определяют исходя из необходимости заполнения им и закрепления образовавшихся каверн в прискважинной зоне и ее на глубину порядка 0,5 м и перекрытия интервала перфорации в стволе скважины. В качестве блокирующего состава используют тампонажный материал с компонентом в своем составе, разрушаемым при химическом воздействии, например силикагель, растворяемый под действием щелочи, или мел, растворяемый под действием соляной кислоты. При блокировке больших по высоте интервалов перфорации для исключения больших репрессий на продуктивный пласт и поглощения им в больших объемах тампонажного материала последний подают в скважину порциями после затвердения каждой предыдущей порции. После затвердения тампонажного материала в скважину порциями закачивают задавочную жидкость на углеводородной основе, при этом газ, замещаемый в скважине задавочной жидкостью, отбирают и утилизируют на устье скважины. Задавочная житкость на углеводородной основе, например стабильный конденсат, применяется для того, чтобы исключить схватывание тампонажного материала в колонне НКТ. Пример реализации способа. Для изоляции обводнившихся продуктивных пропластков в скважине, оборудованной пакером, перед извлечением колонны НКТ и пакера необходимо провести глушение скважины. Параметры скважины: глубина Н=1200 м, пластовое давление Рпл= 5 МПа, обсадная колонна 168 мм, НКТ 73 мм (наружный диаметр dн=73 мм, внутренний диаметр dв= 62 мм), толщина продуктивного пласта h=20 м, радиус кавернообразования Rк= 0,5 м при степени разрушения скелета продуктивного пласта m= 0,5. В качестве состава для блокирующей жидкости используем смесь портландцемента и толченого мела, затворенных на полиэтиленгликоле, при концентрации компонентов, соответственно, 33, 31 и 36% (мас.) и удельном весе 2 г/см. В качестве задавочной жидкости используем стабильный конденсат с удельным весом 0,75 г/см. Определяем: - потребный объем блокирующего состава (Vбc) с учетом заполнения им всего объема каверн в интервале продуктивного пласта Vбc=Rк2hт=3,140,52200,5=7,85 м3 - объем задавочной жидкости Vзж=dв2Н/4=3,140,06221200/4=3,62 м3 Для глушения скважины предварительно в нее в колонну НКТ закачиваем газ и оттесняем с забоя скважины столб скважинной жидкости (смесь воды и газового конденсата) в продуктивный пласт. Далее закачиваем расчетный объем блокирующего состава и продавливаем его на забой и в прискважинную часть газом. Блокирующий состав за счет увеличения концентрации воды при его контакте с остаточной водой и водой обводнившихся пропластков в призабойной зоне затвердевает, после чего в скважину порциями подаем задавочную жидкость. Задавочная жидкость, поскольку ее удельный вес больше чем у газа, поступает на забой скважины, замещая газ. Замещаемый газ отбираем на устье скважины, стравливанием его на факельную линию. После глушения скважины по данной технологии приступаем к намеченному капитальному ремонту скважины. По окончании ремонта в стволе скважины разбуриваем и размываем блокирующий состав в интервале продуктивного пласта, подключаемого к эксплуатации, и подаем в этот интервал раствор соляной кислоты для растворения мела в блокирующем составе и соединения скважинного пространства с продуктивным пластом. Далее осваиваем скважину и пускаем ее в эксплуатацию. При реализации описываемого способа глушения скважины, предназначенного преимущественно для слабосцементированных рыхлых коллекторов, при эксплуатации которых наблюдается кавернообразование и вынос частиц горных пород в скважину, выполняются первые операции капитального ремонта скважины - изолируется водопроявляющая часть пласта и закрепляется его продуктивная часть, в результате сокращаются сроки и затраты на проведение ремонта скважины. Литература 1. Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатационных скважин.- М.: Недра, 1989, с.137-138. 2. Патент РФ 2104392, кл. Е 21 В 43/12, С 09 К 7/02, 1998.

Формула изобретения

1. Способ глушения газовой скважины, включающий блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по колонне насосно-компрессорных труб блокирующего состава и последующей закачки в скважину задавочной жидкости, отличающийся тем, что в качестве блокирующего состава используют тампонажный материал с компонентом в своем составе, разрушаемым при химическом воздействии, а задавочную жидкость используют на углеводородной основе, причем перед подачей блокирующего состава скважинную жидкость на забое скважины оттесняют в пласт, а блокирующий состав подают на забой скважины и в прискважинную зону пласта закачкой по колонне насосно-компрессорных труб газа, задавочную жидкость закачивают в скважину порциями после затвердения тампонажного материала, при этом газ, замещаемый в скважине задавочной жидкостью, отбирают на устье скважины. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что тампонажный материал подают в скважину порциями после затвердения каждой предыдущей порции.

findpatent.ru

Способ глушения нефтяных и газовых скважин

 

По способу глушения нефтяных и газовых скважин в них закачивают раствор, содержащий 0,4 - 0,8 мас.% полиакриламида, радиализованный облучением с дозой 0,5 - 2,5 Мрад. Его продавливают жидкостью со столбом, обеспечивающим забойное давление, превышающее пластовое. Перед закачиванием водного раствора радиализованного полиакриламида в скважину закачивают декольматирующую жидкость. Ее продавливают в пласт буферной жидкостью. Объем декольматирующей жидкости составляет два объема буферной жидкости. Объем водного раствора радиализованного полиакриламида равен 1,5 - 2,5 объема декольматирующей жидкости. Это может быть использовано для глушения скважин перед проведением ремонта. Обеспечивает предохранение загрязнения продуктивной части пласта и сокращение расхода материала. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для глушения скважин перед проведением ремонта.

Известен способ глушения скважин, основанный на задавливании полимеров - загустителей водных растворов, например полиакриламидов [1]. Недостатком таких способов оглушения является то, что использованные в них полимеры создают высокую адгезионную способность на поверхности породы. Это отрицательно сказывается на фильтрационных характеристиках призабойной зоны скважины. Призабойная зона кольматируется полимерным раствором и существенно снижает продуктивность скважины после ее глушения. Кроме того, приготовление и использование водных полимерных растворов в прискважинных условиях и при температурах -40o и ниже требует использования специальной техники, что существенно усложняет и удорожает процесс глушения скважин. Известны способы глушения и блокирования призабойных зон скважин с использованием химически сшитых полимерных материалов, например полиакриламид и гипан [2]. Недостатками данных способов глушения является то, что в них используют многокомпонентные жидкости. Реализация химической сшивки в прискважинных условиях требует точной дозировки химических реагентов по всему объему раствора. Такие жидкости глушения обладают высокой адгезией к поверхности породы и химически сшитые пространственные структуры не стабильны во времени к воздействию внутрискважинной температуры, механическому перемешиванию, а приготовление таких растворов в условиях низких температур и непосредственно у скважины проблематично. Техническим результатом изобретения является предохранение загрязнения продуктивной части пласта в призабойной зоне скважины, проведение работы на устье скважин при низких температурах (до -40oC) и сокращение расхода полимерного материала. Необходимый технический результат достигается тем, что в способе глушения нефтяных и газовых скважин путем закачивания в скважину водного раствора полиакриламида, согласно изобретению, в скважину закачивают раствор, содержащий 0,4 - 0,8 мас.% полиакриламида, радиализованный облучением с дозой 0,5 - 2,5 Мрад, который продавливают в забой жидкостью со столбом, обеспечивающим забойное давление, превышающее пластовое, а перед закачиванием водного раствора радиализованного полиакриламида в скважину закачивают декольматирующую жидкость с продавкой ее в пласт буферной жидкостью, причем объем декольматирующей жидкости составляет два объема буферной жидкости, а объем водного раствора радиализованного полиакриламида равен 1,5 - 2,5 объема декольматирующей жидкости. По окончании ремонта скважины производят ее освоение. После снижения давления в стволе скважины буферная жидкость совместно с декольматирующей жидкостью под действием пластовой энергии выносится на поверхность. При реализации данного способа очищается пласт и увеличивается дебит скважины, что сокращает время простоя скважины и отсутствует необходимость в дополнительной технологической операции по очистке пласта. Для жидкости глушения используют радиализованный -облучением полиакриламид с качествами, необходимыми для жидкости глушения. Его получают из водного раствора полиакриламида, содержащего 0,4 - 0,8 мас.% основного вещества путем его облучения с дозой 0,5 - 2,5 Мрад. При такой дозе облучения раствор полиакриламида приобретает гелеобразную нетекучую структуру, способную набухать в воде, не растворяясь в ней, увеличивая свой объем в 6,8 - 10,8 раз. При облучении водного раствора полиакриламида менее 0,4 мас.% при дозе облучения от 0,5 Мрад пространственная структура не образуется и полиакриламид не теряет способности растворяться в воде. Радиализованный полиакриламид, полученный из раствора полиакриламида концентрацией более 0,8% или при облучении дозой более 2,5 Мрад, образует структуру высокой степени сшивки и в значительной мере теряет способность впитывать воду, т.е. набухать в воде. Данной характеристикой радиализованного таким образом полиакриламида является низкая адгезия к породе, что объясняется отсутствием у него свободных полярных групп, за счет которых произошло образование объемной структуры полимера. Концентрацию радиализованного полиакриламида в воде для получения буферной жидкости выбирают таким образом, чтобы после набухания он заполнял весь ствол скважины в интервале продуктивной части пласта. Для радиализованного полиакриламида эта концентрация находится в пределах 0,3 - 1,0 мас.% в расчете на сухое вещество. В таблице приведены результаты исследований радиализованного полиакриламида. Пример конкретного выполнения способа. Перед ремонтом проводят глушение скважины глубиной 1640 м при длине интервала фильтра 100 м, диаметр эксплуатационной колонны - 146 мм. Пластовое давление - 15,0 МПа. Сначала закачивают в скважину декольматирующую жидкость, например 3 - 10% водный раствор пирофосфата натрия Na4P2O7 или ортофосфата натрия Na3PO4 и 0,2 - 1,5% поверхностно-активного вещества в объеме 5 - 10 м3 при объеме ствола скважины 30 - 40 м3. Изолируют декольматирующую жидкость буферной жидкостью, содержащей в зависимости от геологических факторов или 0,2 - 0,4% водного раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ), или 5 - 10% водного раствора метанола. Затем подают в скважину жидкость глушения, которая продавливает в пласт декольматирующую жидкость. Жидкость глушения - водный раствор радиализованного полиакриламида. Для создания забойного давления затем продавливают до забоя скважины утяжеленную жидкость, столб которой в скважине обеспечивает забойное давление. При этом объем декольматирующей жидкости равен двум объемам буферной жидкости, а объем жидкости глушения (водного раствора радиализованного полиакриламида) равен 1,5 - 2,5 объема декольматирующей жидкости: V1=2V2; V3=1,5 - 2,5V1, где V1 - объем декольматирующей жидкости, V2 - объем буферной жидкости, V3 - объем жидкости глушения. Таким образом, для создания забойного давления, превышающего пластовое, жидкость глушения продавливают до забоя скважины утяжеленной жидкостью, столб которой в скважине обеспечивает забойное давление 16,4 МПа. Разбухание радиализованного полиакриламида происходит в течение нескольких часов, поэтому прокачка его насосами и доставка до забоя скважины не сопровождается осложнениями. После набухания радиализованный полиакриламид заполняет весь объем скважины и надежно отделяет пласт. Данная последовательность операций позволяет одновременно очистить пласт от кольматанта и провести глушение скважины, не засоряя ее, т.к. после набухания радиализованного полиакриламида он заполняет весь объем фильтровой части скважин и надежно отделяют пласт от жидкости, находящейся на ним.

Формула изобретения

Способ глушения нефтяных и газовых скважин путем закачивания в скважину водного раствора полиакриламида, отличающийся тем, что в скважину закачивают раствор, содержащий 0,4 - 0,8 мас.% полиакриламида, радиализованный облучением с дозой 0,5 - 2,5 Мрад, который продавливают до забоя жидкостью со столбом, обеспечивающим забойное давление, превышающее пластовое, а перед закачиванием водного раствора радиализованного полиакриламида в скважину закачивают декольматирующую жидкость с продавкой ее в пласт буферной жидкостью, причем объем декольматирующей жидкости составляет два объема буферной жидкости, а объем водного раствора радиализованного полиакриламида равен 1,5 - 2,5 объема декольматирующей жидкости.

РИСУНКИ

Рисунок 1

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 23.02.2003

Номер и год публикации бюллетеня: 10-2004

Извещение опубликовано: 10.04.2004        


findpatent.ru

Использование колтюбинга при глушении скважин

Библиографическое описание:

Шлеин, Г. А. Использование колтюбинга при глушении скважин / Г. А. Шлеин, А. А. Глущенко. — Текст : непосредственный, электронный // Молодой ученый. — 2018. — № 49 (235). — С. 60-61. — URL: https://moluch.ru/archive/235/54607/ (дата обращения: 08.04.2020).



Встатье рассмотрена возможность использования колтюбинговой технологи для глушения скважин. Рассмотрен процесс глушения скважин, сделан вывод об эффективности использования колтюбинга.

Ключевые слова: колтюбинг, глушения скважин, пакер, затрубное пространство.

Глушение скважин — обязательное условие для проведения качественного ремонта скважины при каких-либо возникших аварийных ситуациях.

Работы имеют целью прекратить фонтанирование пластового флюида из скважины посредством закачки жидкости глушения и, таким образом, глушение скважин обусловлено принуждённым повышением забойного давления до величины, превышающей пластовое.

Мероприятия по глушению скважин специальными жидкостями на водной основе, тем более проведенные многократно, оказывают негативное результирующее влияние на эксплуатационные характеристики: снижение дебита и увеличение временного интервала освоения/вывода скважин на режим, что может вызвать значительные потери количества добываемой нефти.

Многолетняя практика позволила сформулировать перечень требований, предъявляемых к технологическим жидкостям, предназначенных для глушения скважин:

– минимизация проникания фильтрата и твёрдых частиц жидкости в призабойную зону пласта;

– обеспечение стабильности растворов при контакте с пластовой водой;

– простота удаления фильтрата и твёрдых частиц;

– исключение в среде пласта коллектора взаимодействия между фильтратом и глинистым материалом;

– предотвращение образования осадков в поровой зоне пласта;

– давления закачки жидкости должно быть соответственно к прочностным характеристикам обсадных колонн и фонтанной арматуры.

Жидкость глушения готовят у скважины или централизованно. Оборудование для глушения выполняет налив, слив, транспортировку жидкостей для глушения, их закачки, сборки и разборки нагнетательных линий для глушения, сборки и разборки выкидных линий, снижение давления после глушения.

Колтюбинговые установки значительно повышают эффективность работ по подготовке скважин к глушению, ликвидации песчаных пробок, продувке забоя от воды, испытанию колонн на герметичность снижением уровня, пенокислотным обработкам, обработкам призабойной зоны пласта азотом, продувкам и опрессовкам трубопроводов (шлейфов), очистке от гидратов и парафинов ствола скважины, освоению. На месторождениях с аномально низким пластовым давлением и высокой проницаемостью пластов выполнение ремонта скважин сопряжено с большими трудностями и часто приводит к отрицательным результатам.

Перед началом ремонта скважину останавливают и глушат, исследуя ее при этом на герметичность эксплуатационной и других обсадных колонн труб при изменении межколонные давлений. Нагнетательную скважину останавливают за несколько дней до ремонта, чтобы обеспечить снижение буферного давления. Глушат ее тогда, когда пластовое давление превышает гидростатическое давление.

Перед глушением нефтяных скважин должно быть прекращена подача электроэнергии на двигатель станка-качалки или на кабель до скважинного погруженного электродвигателя. Головка балансира качалки должна быть отброшена назад (или отведена в сторону). Глушения скважины допускается при полной или частичной замены скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости недопустима, то заполнение колонны жидкостью глушения осуществляется во время ее прокачки на поглощение. Способ глушения скважины выбирается в зависимости от эксплуатационных параметров (газовый фактор, обводненность, давление нагнетания, пластовое давление) и способа ее эксплуатации. К спецтехнике для глушения относится насосный или промывочный агрегат и автоцистерны.

Глушения фонтанной, газлифтной и нагнетательной скважин осуществляется закачкой жидкости глушения методом прямого (в колонну гибких НКТ) или обратного (в затрубное пространство) промывания эксплуатационной колонны к выходу закачиваемой жидкости на поверхность с противодавления на выходе жидкости из скважины равном или несколько большем статическом давлении на устье, и выравнивании плотностей входного и выходного потоков.

В затрубное пространство жидкость закачивают в основном тогда, когда колонна гибких НКТ перекрыта парафином, не превышая при этом допустимый для колонны давление. Спустя 1–2 ч при отсутствии переливания жидкости и выхода газа скважина считается заглушенной.

Для глушения газлифтной скважины, оборудованной пакером, сначала с помощью канатного инструмента открывают циркуляционный клапан, снижают избыточное (выше атмосферного) давление и закачивают в гибкие НКТ жидкость глушения к выходу ее из затрубного пространства на поверхность. Затем перекрывают затрубное пространство и закачивают в пласт жидкость глушения, а затем при отсутствии выхода газа или жидкости, разгерметизируют скважину, срывают пакер.

После течении 1,5–2 часов восстанавливают циркуляцию для вывода нефти, вымытой с подпакерной зоны. Подъем оборудования осуществляется с доливанием в скважину жидкости глушения. Для глушения скважин, оборудованных ЭВН, циркуляционный клапан закрывают, жидкость закачивают в гибкие НКТ к выходу ее из затрубное пространство. Затем затрубную задвижку закрывают, а объем жидкостей между входом в насос и пластом помещают в пласт.

Глушения скважин, оборудованных ЭВН и ШСН, при необходимости выполняют в два и более заходов. В случае малой приемистости скважину оставляют в покое на период вытеснения скважинной жидкости жидкостью глушения и выполняют следующий цикл глушения.

Промывка и использования жидкости глушения для ремонта скважин с использованием колтюбинговых установок имеет ряд преимуществ, поэтому именно эта технология находит все большее применение в нефтегазовой отрасли.

Литература:

  1. Проблемы и перспективы колтюбинговых технологий в газодобывающей отрасли / М. Г. Гейхман, Г. П. Зозуля, А. В. Кустышев и др. // Обз. инф. — М.: ИРЦГазпром, 2007
  2. Рахимов H. B., Кустышев А. В., Дмитрук В. В., Шестакова Н. А., Федосеев А. П., Рахимов С. Н. Водоизоляционные работы с использованием колтюбинговой техники и полимерных составов на скважинах Уренгойского НГКМ: Обз. инф. — М.: Газпром экспо, 2012.
  3. Сахабутдинов Р. Р., Ахметов А. А., Хадиев Д. Н., Рахимов Н. В. Сервисные технологии с применением колтюбинговых установок при капитальном ремонте газовых скважин// Технологическое приложение к журналу «Нефть и капитал». — 2001, № 1. — С.21–23.

Основные термины (генерируются автоматически): глушение скважин, затрубное пространство, жидкость глушения, скважинная жидкость, пластовое давление, глушение, скважина, частичная замена, циркуляционный клапан, нагнетательная скважина.

moluch.ru

Глушение скважин - это... Что такое Глушение скважин?


Глушение скважин
        (a. shutoff of wells; н. Bohrlochabsperrung; ф. obturation des trous de forage; и. раralizacion de pozos) - прекращение фонтанирования пластового флюида из скважины путём закачки в неё спец. жидкости. Связано с искусств. повышением забойного давления до величин, превышающих пластовое. Обеспечивает возможность проведения текущего, капитального ремонтов скважин, прекращение аварийных выбросов пластового флюида. Осн. вопросы, решаемые при Г. с.: выбор рабочей жидкости и режим её закачки в скважину. Требования, предъявляемые к ним в конкретных горн.-техн. условиях: обеспечение миним. проникновения фильтрата и твёрдых частиц из рабочей жидкости в призабойную зону пласта-коллектора, стабильность жидкости при контактировании с пластовой водой, сравнительно лёгкое удаление фильтрата и твёрдых частиц, проникающих в призабойную зону; недопущение взаимодействия фильтрата с глинистым материалом в пласте-коллекторе; предотвращение образования нерастворимых осадков в поровом пространстве пласта; соответствие давления закачки рабочей жидкости прочности фонтанной арматуры и обсадных колонн. В качестве жидкости для Г. с. используют нефть, воду, буровые растворы на водной и углеводородной основах. Последние наиболее эффективны, однако отличаются относительно высокой стоимостью, опасны с точки зрения загрязнения окружающей среды, возгорания и др. Из буровых растворов на водной основе наиболее перспективны минеральные с полимерными добавками, к-рые не содержат глинистых частиц и допускают повышение плотности добавлением мела, удаляемого затем соляно-кислотной обработкой. В условиях, когда пластовое давление ниже гидростатического (при заполнении скважины нефтью), в качестве рабочей жидкости используются спец. двух- и трёхфазные пены. Литература: Харьков В. A., Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин, 2 изд., М., 1969; Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин, М., 1979. В. А. Беликов, В. Д. Молеванский, E. H. Храменков.

Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984—1991.

  • Глубокое бурение
  • Глушко В. В.

Смотреть что такое "Глушение скважин" в других словарях:

  • Глушение скважин — ► killing of well Прекращение фонтанирования пластового флюида из скважины путем закачки в нее специальной жидкости. Связано с искусственным повышением забойного давления до величин, превышающих пластовое. Обеспечивает возможность проведения… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • глушіння свердловин — глушение скважин shutoff of wells, killing of wells *Bohrlochabsperrung припинення фонтанування пластового флюїду з свердловини шляхом закачування в неї спец. рідини. Здійснюється шляхом штучного підвищення вибійного тиску до величин, що… …   Гірничий енциклопедичний словник

  • Береговая зона — см. Зона береговая. Геологический словарь: в 2 х томах. М.: Недра. Под редакцией К. Н. Паффенгольца и др.. 1978. Береговая зона …   Геологическая энциклопедия

  • Выброс нефти и газа —         (a. oil and gas Outburst; н. Erdol und Gasausbruch; ф. degagement instantane du petrole et du gaz; и. erupcion de petroleo y gas, desprendimiento, instantaneo de petroleo y gas) внезапное самопроизвольное истечение из скважины нефти и… …   Геологическая энциклопедия

  • Нефтяная вышка — (Oil derrick) Устройство, предназначение и использование нефтяных вышек Информация об устройстве, назначении, описании и использовании нефтяных вышек Содержание — это разрушения с помощью специальной техники. Различают два вида бурения:… …   Энциклопедия инвестора

  • ГОСТ Р 53554-2009: Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья. Термины и определения — Терминология ГОСТ Р 53554 2009: Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья. Термины и определения оригинал документа: 16 ловушка углеводородов Примечание Рассматриваются залежи, по количеству, качеству и условиям залегания… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • absolute permeability — 16 ловушка углеводородов Примечание Рассматриваются залежи, по количеству, качеству и условиям залегания пригодные для промышленной разработки. 20 контур нефтеносности Примечание Основные виды пластовой энергии: энергия напора пластовых вод,… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

dic.academic.ru


Смотрите также