8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:
Главная » Разное » Глушение скважины при крс

Глушение скважины при крс


Цель, технология и варианты глушения скважин. Категории опасности скважин при проведении ремонтных работ

Глушение заключается в замене скв-нной продукции, состоящей из нефти, газа и воды, на ж-ть, плотность кот-й обеспечивает необходимое противодавл-е (репрессию) на пласт.

Цель– прекращение поступления флюидов из эксплуатируемого объекта к забою скв.

Согласно Правилам безопас-ти в нефт-й и газ-й промышл-ти глуш-ю подлежат:1) все скв с Рпл выше гидростатического и 2) скв-ны с пластовым давлением ниже г/ст,но в кот-х  сохраняются усл-я фонтанирования и нефтегазопроявления

Ремонт скв-н без предварительного глушения допускается на  скв-х, оборуд-ных глубинными отсекающими клапанами и на мест-х с горно-геологич-ми усл-ми, исключающими самопроизвольное поступление пластового флюида к ее устью.

Скв-ны, в продукции кот-х сод-ся h3S, в кол-вах превышающих установленные пределы, д.б. заглушены ж-тью, нейтрализующей h3S.

Плотность ж-ти глушения (ЖГ) опред-ся из расчета создания Рзаб > Рпл.    Рзаб  =   ρ g  Н = k Рпл ,  МПа

где  ρ - плотность ЖГ, кг/м3   Н      -  глубина залегания пласта, м, k -   коэф-т превышения Рзаб

Готовят необходимый объем ж-и гл-я, не влияющий на коллектр св-ва.останавливают скв, проверяют на исправность запор-ю арматуру на устье оборуд-е. расставляют агрегаты,производят обвязку.

Глушение фонтанных(газлифтных) и нагнет-х скв производят закачиванием жидкости глушения ч/з НКТ или межтруб пространство до выхода жид-ти глушения на поверхность и выравнивания плотностей входящего м выходящего потоков для обеспеч.необх-го противодавления на пласт.

Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, производят после остановки скважинного насоса и открытия циркуляционного клапана заменой скважинной жид-и на ж-ть глушения до глубины подвески насоса жидкость глушения закачивают в скважину через НКТ до выхода ее через межтрубье. При отсутствии циркул-го клапана жид-ть глушения закач-т в межтр-е пространство, создавая циркуляцию ч/з насос, не превышая при этом давления, допустимого на экспл-ю колонну.

По окончанию задвижки закрывают, ч/з расчетное время осаждения жидкости ж-и глуш-я (Т=H/V, где H-расстояниеие от приема насоса до забоя, V-скорость замещения жид-й, м/с), измеряют Ру. При его наличии,снова закачивают ж-ть глуш-я. при отсутс-и избыт давления и выхода газа скв счит-ся заглушенной.

Во всех случаях и видах ремонта устье скв д.б. оснащено противовыбросовым оборуд-ем. Скв-на обеспеч-ся ЖГ  соответ-щей плотности в кол-ве не < двух объемов скв-ны.

Замена скв-нной ж-ти выпол-ся ч/з колонну подъемных (лифтовых) труб по схеме прямой или обратной промывки  до появления ее на устье скв-ны.

Прямая промывка примен-ся в фонтанных скв-х и в случае засорения приемной сетки и ступеней центробежного насоса.

В скв-х оборуд-х глубинными электроприводными  и штанговыми насосами наиболее часто используется промывка обратная.

Сп-бы глуш-я:

1. Полная замена на ЖГ  на период КРС. Обусловлена необходимостью проведения технологич операций с циркуляцией ж-и в процессе рем.работ.

2. Глушение скв на период ТРС (с частичной заменой объема скваж) Базовые критерии качества технологического процесса глушения:

 - гарантия отсутствия притока пластовых флюидов к забою скв-ны на весь период ремонта,

- минимальное влияние ЖГ на фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны пласта,

- экологическая безопасность и соответствие современным требованиям к охране труда,

 -соответствие экономическим требованиям (относительно низкая стоимость и доступность компонентов ж-ти).

Ж-ть выбирают с учетом  t-ры замерзания, коррозионной активности, совместимости с пластовыми флюидами.

Каждый конкретный объект эксплуатации (горизонт, площадь, залежь, блок) имеет ряд специфических требований к глуш-ю, обусловл-х особенностью геологии, технической характеристикой и условиями эксплуатации скв-н. Поэтому технология глушения предполагает дифференцированный подход, основанный на принципе подбора к каждому объекту эксплуатации наиболее эфф-х ж-тей, пар-ры и св-ва кот-х обеспечат базовые критерии кач-ва глуш-я. Первая категория:

- газовые скважины, независимо от величины пластового давления;

- нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 100 м3/м3;

- нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков;

- нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом;

- нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического более чем на 10%;

- нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности;

- нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3 м, а также находящиеся от внешней границы ГНК на расстоянии 500 м и ближе;

- скважины с отсутствием циркуляции; - разведочные и поисковые скважины.

Вторая категория:

- нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор менее 100 м3/м3;

- нагнетательные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое не более чем на 10%.

Третья категория:

- нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического;

- нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического.

almetneftprom.blogspot.com

Глушение скважин

Глушение скважин – это технологический процесс, в результате которого создаётся противодавление на пласт и прекращается добыча пластового флюида. Для глушения скважин используют жидкости с плотностью, обеспечивающей создания необходимого противодавления на пласт. Жидкость для глушения должна обладать определенными физико-химическими свойствами, соответствующими конкретным условиям: быть химически инертной к породе, коллектору; исключать необратимую кольматацию пор и трещин продуктивного пласта; не оказывать коррозионного воздействия на металл скважинного оборудования и промысловых коммуникаций; обладать стабильностью в конкретных термобарических условиях в течение времени, необходимого для выполнения предусмотренных работ. Кроме того, все жидкости должны быть взрывопожаробезопасными и нетоксичными, высокотехнологичными в приготовлении и использовании.

При глушение скважины в затрубное пространство при расчётной производительности агрегатов закачивается жидкость глушения. При этом для создания заданной репрессии на пласт создаётся противодавление на устье с помощью регулируемого штуцера, установленного на линии трубного пространства. При закачке жидкости глушения в затрубное пространство забойное давление должно поддерживаться постоянным, но превышающим пластовое давление на заданную величину. По мере закачки жидкости глушения давление в трубах перед штуцером должно поддерживаться постоянным. Давление в затрубном пространстве при этом будет снижаться.

Как только жидкость глушения начнёт заходить в трубы, необходимо контролировать процесс глушения по давлению в затрубном пространстве, которое должно поддерживаться постоянным, равным гидравлическим сопротивлениям. После выхода на поверхность штуцер должен быть полностью открыт и дальнейшую прокачку следует вести  при установившемся давление в затрубном пространстве, вплоть до вымыва раствора.

Для глушения используется широкий спектр флюидов, рассолы (KCl, NaClи др.), эмульсионные растворы, сырую нефть, дизельное топливо, метанолы, природный газ, пену и воздух.

Нефть и нефтеэмульсионные растворы могут с успехом применятся в качестве жидкостей глушения в пластах с водочувствительными глинами и в зависимости от геологотехнических условий. Однако повышенная пожароопасность и сложность приготовления являются причинами, препятствующими их широкому внедрению. Известно и применение для глушения скважин с водочувствительными глинами в коллекторе растворов на нефтяной основе, представляющие собой смеси окисленного битума, органических кислот, щелочи, стабилизатора и дизельного топлива. Битум диспергируется до коллоидного состояния в дизельном топливе и служит для снижения фильтратоотдачи. В этом случае используется и разновидность раствора на нефтяной основе - меловая эмульсия.

Если при глушение скважины, вышедшей в ремонт, применять жидкость, обладающую одновременно свойствами задавочной жидкости (регулируемые плотность, вязкость, статическое напряжение сдвига) и растворяющей способностью к парафинистым и асфальтосмолистым отложениям, то операцию обработки призабойной зоны можно совместить с подземным ремонтом. Такой технологической жидкостью является обратная эмульсия, содержащая в депрессионной среде необходимое количество углеводородного растворителя, способного отфильтровываться без разрушения эмульсии. Эффективность обработки призабойной зоны продуктивного пласта обратной эмульсией, обладающей растворяющими свойствами, превышает эффективность обработки пласта чистым углеродным растворителем.

oilloot.ru

КРС без глушения скважины - Hydraulic Workover - Внутрискважинные и ремонтные работы

КРС без глушения скважины - Hydraulic Workover - Внутрискважинные и ремонтные работы - Российский ТЭК: объявления, предложения, обсуждения. Россия, Казахстан... Jump to content

Сергей Черненьков   

Сергей Черненьков   

Сергей Черненьков   

Дмитрий Кучеренко   

Сергей Черненьков   

Дмитрий Кучеренко   

Дмитрий Кучеренко   

Георгий Мозговой   

Максат Ажигалиев   

Максат Ажигалиев   

Георгий Мозговой   

Сергей Черненьков   

Максат Ажигалиев   

Сергей Черненьков   

Сергей Волков   

Сергей Волков   

Игорь Шулятиков   

Сергей Волков   

Сергей Черненьков   

Сергей Черненьков   

Сергей Черненьков   

Сергей Волков   

Сергей Черненьков   

www.tek-ads.ru

Глушение нефтяных скважин | СНК

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.

Так, для сохранения, восстановления и/или улучшения эксплуатационных характеристик скважин в жидкости глушения вводят различные модифицирующие добавки: ПАВ (в целях снижения межфазного натяжения на границе с нефтью), реагенты с соответствующими водоотталкивающими свойствами, необходимыми для снижения остаточной насыщенности водой и увеличения фазовой проницаемости для нефти.

Практика показывает, что целый ряд из числа предлагаемых на рынке реагентов для глушения нефтяных скважин имеет не вполне достаточные физико-химические характеристики для обеспечения необходимого качества этих работ.


Щадящее воздействие на эксплуатационные параметры скважины достигается благодаря применению специально разработанных модифицированных жидкостей глушения, содержащих водоотталкивающие ПАВы, ингибиторные и прочие добавки. Использование специализированных жидкостей позволяет сократить период вывода скважины на рабочий режим, а также значительно повысить дебиты нефти, в том числе, и за счёт снижения её обводнённости.

Компания ООО «СНК» (далее: Компания СНК) предлагает нефтяникам в оптимальные сроки с минимальными затратами и высоким качеством проведение комплекса работ по щадящему глушению скважин.

Для повышения эффективности мероприятий, применяются различные методы глушения скважин и улучшения коллекторских свойств перед основным циклом мероприятий с целью обеспечения временной изоляции (блокады) скважины Компания СНК применяет блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор собственной разработки СНК-2 (эмульсию обратного типа, имеющую внешнюю углеводородную фазу), не смешивающуюся с пресными и пластовыми водами.

Раствор СНК-2 достаточно универсальный, эффективен при использовании и в карбонатных, и в терригенных коллекторах, эксплуатирующихся в самом широком спектре условий: с давлением гидростатического уровня, а так же в диапазоне от аномально низкого до аномально повышенного пластового давления. Рекомендуется к использованию в условиях пластовых температур до 100С, при этом основная жидкость глушения должна иметь плотность на 2-3 единицы ниже плотности СНК-2, объём закачиваемой композиции рекомендован не менее 1 м3/м.

snkoil.com

Глушение газовой скважины | Разработка нефтяных и газовых месторождений

Иван007 пишет:

da4iko пишет:

Иван,

Нет, в скважине ничего нет.

Противофонтанную службу уже вызывли. Будем глушить при помощи ГНКТ.

Но вопрос остается открытым. Как расчитать соотношение выхода газа? Есть ли методика.

Из Ваших слов я понял, что при глушении в лоб повышается давление в заколонном пространстве или наоборот, при глушение в заколонное пространство повышается давление в уже спущенных колоннах. Гибкая труба интересно как технически осуществляете крепление устьевого герметизатора - превентора ГНКТ на превентор.

Рассчитать выход газа сейчас сложно, в плане, как понять, сколько его уже растворилось в буровом растворе и сколько его вообще в стволе. Попробуйте по аналогии с соседними скважинами понять от значения устьевого давления, средний дебит по газу (берите максимальный), а там я думаю, Вы легко учтёте объём.

А так первоначально предложенный вариант методом отстоя был правилен только надо подбить технику на противодавление и в межколонку. Только одна есть сложность это придел повышения давления при закачке пачки он должен быть ниже придельного значения всех расчётов на прочность обсадных колонн и ещё сложность, если в разрезе встречены пласты с поглощениями до газового объекта.

 

 

 

 

Иван, спасибо за помощь. Да происходит повышение давления и выход р-ра в шахту скважины. 

Тут скважина была в работе. И в процессе эксплуатации (скорее всего из-за высокой температуры (Тфа=98С) и плохого кач-ва цемента(скважине почти 30 лет) произошло резкое увеличение давления в м/к и выход газа в шахту.

Для расчета я использовал уравнения Веймута и Панхэндла, мне они показались наиболее приемлимыми в данном случае, и уравнение для расчета дебита через штуцер с дозвуковой скоростью. Но те значения что я получил, мне показались заниженными.

Поэтому у меня и был вопрос по методике. Может у кого-то был похожий опыт.

 

www.petroleumengineers.ru

Глушение скважин: характеристика и необходимость процесса

Глушение скважин – действие, предназначенное для создания обратного давления, способствующего предотвращению появлению флюидных пород. Это позволяет создать важные условия при сооружении шахты или проводится при загрязнении. Расчеты по необходимости данного действия должны проводиться до начала ремонтных работ. При этом важно соблюдать правила техники безопасности и четко следовать инструкциям. Обо всем этом мы сегодня и поговорим.

Особенности процесса

Глушение скважин можно произвести с использованием нескольких методик. Во время проведения этого процесса используются специальная пена или различные жидкости. С помощью подобных веществ создается необходимое давление, превышающее пластовое. Они изготавливаются на основе воды с примесями солей или других элементов.

В процессе замены скважинной жидкости, в источнике происходит промывание, поэтому применяемый раствор должен быть качественным и безвредным по максимуму. К нему есть особые требования:

  1. Контакт с жидкостью не должен влиять на стабильность.

  2. Уничтожение частиц должно проводиться легко.

  3. Не должно быть контакта с глиной.

  4. Не должен образовываться осадок.

  5. Его давление не должно разрушать трубы.

Все это обязательно надо учитывать при выборе раствора.

Что это за процесс?

Глушение скважин – это не одно действие, а целый комплекс мероприятий. С его помощью устраняется фонтанирование практически любого пластового флюида, к которым относится и вода. Для этой цели используется повышение давления забоя так, чтобы оно превысило внутрипластовое. Проще говоря, в скважину закачивается технический раствор, обладающий высокой плотностью.

Стоит отметить, что фонтанирование происходит редко, но, если это произошло, его необходимо срочно устранить. Это поможет избежать серьезных последствий и предотвратит возможные рецидивы. После глушения можно проводить ремонт скважины, очистку её от использованного раствора, и использовать дальше, но только если не произошло окончательное заражение водоносных пластов.

Когда не стоит делать глушение?

Многие владельцы частных участков, из целей экономии, делают скважину на песок. Получаемая жидкость достаточно качественная, и поступает в необходимом количестве, но со временем вполне может высохнуть. Есть и другие причины, по которым вода может уйти из неё:

  1. Пробуренный по соседству колодец, на том же горизонте.

  2. Неправильное сооружение скважины.

Это наиболее частые причины. Возможно, вода вернется, но это случается крайне редко, проще всего в таком случае углубить шахту. Углубление должно делаться до следующего водоносного слоя. Глушение в данном случае бессмысленно.

Когда необходимо глушение?

В некоторых случаях его актуально делать, даже если в шахте есть вода. В таком случае глушение скважин делается при загрязнении источника. Поэтому проводится процесс заливания технологической жидкости. Загрязнения скважин возможно, если рядом был сброс в реку или почву отходов с завода. Но причиной может стать и несоблюдение мер эксплуатации. В последнем случае не обязательно проводить данную процедуру, достаточно сделать чистку источника.

В некоторых случаях возможно временное глушение. Оно проводится при прекращении эксплуатации, например, в зимний период времени. Вода откачивается и проводится закупорка раствором. Загрязнение возможно и вследствие изменения состава всего водоносного слоя по вине крупного промышленного предприятия, находящегося поблизости. К этому относятся биологические и химические отравления почвы. В таком случае использование скважины в дальнейшем не разумно и даже опасно.

При химическом или биологическом отравлении водоносного слоя не спасёт даже углубление скважины, поэтому возможно только глушение. Лучше всего при таком катаклизме обратиться к специалистам — они зальют специальный раствор на цементной основе. Кстати говоря, для определения степени заряженности тоже лучше обратиться к специалистам. Самостоятельно сделать это не получится. Жидкость и почва вокруг колодца должна проверятся регулярно:систематические анализы помогут своевременно выявить загрязнение и необходимость закупорки колодца или его углубления.

Как избежать закупорки шахты?

Для того чтобы избежать блокировки колодца, рекомендуется сразу позаботиться об установке фильтрующей системы еще на стадии его сооружения источника. С помощью таких систем можно полностью очистить воду даже от некоторых вирусов и бактерий, химикатов, которые могут нанести значительный вред человеческому организму. Конечно, многое здесь зависит от качества фильтров.

В случае заражения при неправильной эксплуатации шахты достаточно провести санацию. Через какое-то время вода снова будет пригодна к употреблению. Осознанная заглушка, без предварительных анализов, должна проводиться только на зимнее время. В остальных случаях требуются предварительные тесты.

delovvode.ru

Методы глушения скважин | СНК

В деятельности по бурению и эксплуатации скважин приходится использовать методы глушения скважин, в связи с часто возникающими ситуациями, обусловленными выбросом бурового раствора, либо отсутствием возможности добывать нефть и газ по причине поломки подземного или устьевого оборудования.

При возникновении нефтегазоводопроявления на скважинах начинается осуществление борьбы с ними некоторыми способами. 

Наиболее распространёнными методами глушения скважин являются:

  • ожидания и утяжеления;
  • осуществлять промывку скважины до момента прекращения поступления пластового флюида из самих пласт под постоянным давлением в бурильных трубах;
  • осуществлять промывку скважины путём сдерживания давления перед дросселем, с выводом циркуляции посредством дроссельного устройства;
  • метод «бурильщика» и прочие.

Данные способы глушения газовых и нефтяных фонтанов основаны на данных величины пластового давления, или же оно определяется непосредственно перед глушением.

При этом требуется непрерывное забойное давление в скважине (в течение всей циркуляции), возможно, несколько превышающим пластовое давление проявляющихся пластов.

Существует несколько методов глушения скважин, обусловленные постоянным контролем в период устранения проявлений забойного давления:

Метод косвенного контроля

Метод непосредственного контроля

Отклонение давления, или же плотности флюида, в затрубном пространстве при промывке, которая отражается на давлении в трубе. При непрерывной подаче насосов, давление в трубах будет постоянно поддерживаться задвижкой путём регулировки избыточного давления в колонне, и тогда, в процессе полного глушения скважины, поддерживается непрерывное забойное давление. Данный метод позволяет держать под контролем забойное давление, и управлять им при вымывании пластовых флюидов, смене жидкости в скважине и прочие операции. Преимущество его состоит в простых математических расчётах и легком доступном обучении.

Измерение прямо в затрубном пространстве скважины. Происходит это по предварительно спланированной программе и расчётам, а с помощью задвижки изменяется избыточное давление в колонне, обеспечивая стабильность требуемого забойного давления. Преимущество данного метода в его точности изменения давления в границах кольцевого пространства. Недостатком его является невозможность построения точной кривой противодавления в связи с непостоянством формы кольцевого пространства и прочих факторов. Данный метод не практикуется.

Компания СНК в проведении данных мероприятий преследует одну цель – методом глушения скважин добиться превышения забойного давления над пластовым.

snkoil.com

Способ глушения скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к улучшенному способу глушения нефтяных и газовых скважин при их капитальном ремонте. В способе глушения скважины, включающем закачку инвертно-эмульсионного раствора - ИЭР, буферной жидкости, блокирующей жидкости, продавочной жидкости, используют в качестве буферной жидкости вязкоупругую жидкость состава, кг/м3: оксиэтилцеллюлоза 5-10, гидроксид натрия 1-3, ацетат хрома 2-4, вода остальное, блокирующую жидкость состава, мас.%: ациклическая кислота общей формулы CnH2n-mO2, где m - 2 или 4, или 6, 18,0-24,0, полиметилметакрилат 2,0-3,0, гранулированный минеральный наполнитель в смеси с волокнистым и пластинчатым наполнителями 30,0-50,0, 30%-ный раствор каустической соды 13,1-15,0, углеводородная основа остальное, и ИЭР состава, мас.%: стабильный газовый конденсат 40-50, хлорид кальция 8-12, эмульгатор 5-10, вода остальное, закачку ИЭР проводят перед закачкой буферной и продавочной жидкостей. Причем приготовление и закачку буферной жидкости проводят таким образом, чтобы приобретение ею вязкоупругих свойств проходило непосредственно на устье скважины. Технический результат - повышение эффективности глушения. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к глушению нефтяных и газовых скважин при их капитальном ремонте.

Известен способ глушения скважины путем блокирования поглощающих пластов в скважине, заключающийся в последовательном закачивании в скважину буферной, блокирующей и задавочной жидкости. При этом в качестве блокирующей жидкости используют не менее двух составов, образующих в процессе смешения вязкую структуру с высокими адгезивными и обратимыми свойствами:

состав №1, содержащий (мас.%):

сополимер стирола с малеиновым ангидридом,  
обработанный гидроксидом натрия 15-20
вода остальное

и состав №2 содержащий (мас.%):

уксусная кислота 4-5
вода остальное

Причем составы готовят отдельно и закачивают в скважину последовательно (патент РФ №2144608).

Недостатком данного способа является использование многокомпонентного состава для получения структурированной блокирующей жидкости, Кроме того, применение жидкости на водной основе снижает фазовую проницаемость пласта по нефти.

Наиболее близким к предлагаемому способу является известный способ глушения скважины, описанный в патенте РФ №2255209. В этом известном способе в скважину последовательно закачивают буферную, блокирующую и продавочную жидкости, а затем также инвертно-мицелярную дисперсию. При этом буферная жидкость - раствор хлористого кальция плотностью 1,02 г/см3, блокирующая жидкость содержит углеводородную основу, ациклическую кислоту, каустическую соду и минеральный наполнитель при следующем соотношении компонентов (об.%): углеводородная основа 41,0-72,0, ациклическая кислота 6,1-14,4, каустическая сода 4,9-13, минеральный наполнитель - остальное. Углеводородная основа блокирующей жидкости представляет собой нефть или продукты переработки нефти. В качестве минерального наполнителя блокирующая жидкость содержит карбонат кальция с диаметром частиц не менее 2 мкм.

Недостатком данного способа является недостаточно высокая эффективность его применения на месторождениях с высокопроницаемыми продуктивными пластами. Наблюдаются значительные поглощения блокирующей жидкости и появляется необходимость в дополнительных глушениях. Кроме того, в скважинах с насосно-компрессорными трубами диаметром 146 мм и более возможно образование «языков» буферной жидкости, смешивание ее с блокирующей, что ведет к ухудшению технологических свойств последней.

Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности глушения за счет применения в способе глушения новой блокирующей пачки - т.е. технологической блокирующей жидкости с повышенной кольматирующей (наполняющей) способностью по отношению к высокопроницаемым продуктивным пластам, за счет улучшения доставки жидкости глушения к забою скважины при использовании буферной жидкости, что позволяет исключить смешивание блокирующей пачки с буферной.

Согласно настоящему изобретению способ глушения скважин, включающий закачку инвертно-эмульсионного раствора - ИЭР, буферной жидкости, блокирующей жидкости, продавочной жидкости, предусматривает что используют в качестве буферной жидкости вязкоупругую жидкость состава, кг/м3: водорастворимый полимер 5-10, гидроксид натрия 1-3, ацетат хрома 2-4, вода остальное, блокирующую жидкость состава, мас.%: ациклическая кислота общей формулы CnH2n-mО2, где m - 2 или 4, или 6, 18,0-24,0; полиметилметакрилат 2,0-3,0; гранулированный минеральный наполнитель в смеси с волокнистым и пластинчатым наполнителями 30,0-50,0; 30%-ный раствор каустической соды 13,1-15,0; углеводородная основа остальное, и ИЭР состава, мас.%:

стабильный газовый конденсат 40-50, хлорид кальция 8-12, эмульгатор 5-10, вода остальное, закачку ИЭР проводят перед закачкой буферной и продавочной жидкостей.

Причем приготовление и закачку буферной жидкости проводят таким образом, чтобы приобретение ею вязкоупругих свойств проходило непосредственно на устье скважины.

В качестве наполнителя (кольматанта) используют смесь гранулированных, волокнистых и пластинчатых наполнителей.

В качестве углеводородной основы в блокирующей жидкости используют нефть, продукты ее переработки или стабильный газовый конденсат.

Буферная жидкость (буферная пачка) представляет собой вязкоупругую жидкость полимера и предназначается для предотвращения смешивания блокирующей пачки с содержимым насосно-компрессорных труб скважины (НКТ).

Такая буферная пачка содержит водорастворимый полимер, такой как оксиэтилцеллюлоза, гидроксиэтилцеллюлоза и другие эфиры целлюлозы, полиакриламид, другие водорастворимые полимеры, гидроксид натрия, ацетат хрома и воду.

Приготовление и закачку буферной жидкости проводят таким образом, чтобы приобретение ею вязкоупругих свойств проходило непосредственно на устье скважины, для этого в расчетном количестве воды растворяют необходимое количество полимера. Отбирают половину полученного раствора и растворяют в нем расчетное количество ацетата хрома, в другой половине полученного раствора полимера растворяют гидроксид натрия. Закачку обеих частей раствора ведут одновременно двумя насосами через тройник - смеситель. При смешении обеих частей раствора на устье (при выходе из смесителя) сразу происходит приобретение вязкоупругих свойств.

Используемый согласно настоящему изобретению кольматант представляет собой специальный материал, обратимо закупоривающий поры продуктивного пласта. В качестве гранулированного наполнителя используют молотый мел или мраморную крошку размером 10-800 мкм, в качестве волокнистого - любую синтетическую микрофибру, например, полипропиленовую, размером 5-15 мм, пластинчатого - любой пластинчатый природный материал, например, слюду, или пластинки пластиков, размером 0,3-2,5 мм. В случае высоких проницаемостей пласта использование предлагаемого кольматанта позволяет быстро сформировать тонкую корку, выдерживающую высокие перепады давления и легкоудаляемую при вызове притока из скважины. Известный ранее кольматант в блокирующей пачке по прототипу, представляющий собой мел или мраморную крошку, пригоден в основном для условий низкой проницаемости пласта. При повышении проницаемости пласта известный блокирующий состав с минеральным гранулированным кольматантом глубоко проникает в пласт и вызывает его необратимую кольматацию (закупоривание).

Используемая в заявленном способе ациклическая кислота общей формулы CnH2n-mО2, где m - 2 или 4, или 6 представляет собой: при m - 2-циклогексилуксусную кислоту С7Н12О2, m - 4-декалин-2-карбоновую кислоту - С11Н18О2, m - 6-симм-пергидроиндацен-2-уксусную кислоту - С13Н20О2.

Продавочный раствор идентичен основной жидкости глушения и представляет собой водный раствор хлорида натрия плотностью 1,02 г/см3.

Перед буферной пачкой закачивается инвертно-эмульсионный раствор. Используют инвертно-эмульсионный раствор, который соответствует следующей рецептуре (% мас.): стабильный газовый конденсат 40-50. хлорид кальция 8-12, эмульгатор 5-10, вода остальное. Эмульгаторы - Эмультал, Нефтенол, СЭТ-1, СЭТ-М и другие.

Закачка инвертно-эмульсионного раствора перед буферной пачкой облегчает скольжение последней, что снижает сопротивление при закачке и дополнительно повышает эффективность ее применения.

Предлагаемый способ глушения особенно эффективен при глушении скважин с аномально низкими пластовыми давлениями и высокой проницаемостью продуктивных пластов. Ввод в рецептуру блокирующей пачки карбоцепного полимера способствует созданию прочной пространственной структуры.

Добавление в блокирующую жидкость наполнителя из смеси гранулированных, волокнистых и пластинчатых частиц способствует формированию в пластах с высокой проницаемостью выдерживающей высокие перепады давления фильтрационной корки. Использование в качестве буферной пачки сшитого раствора полимера предотвращает закачки блокирующей пачки «языком» и перемешивание ее с содержимым насосно-компрессорных труб, особенно большого диаметра.

При осуществлении способа с помощью перемешивающего устройства на поверхности приготавливают блокирующую жидкость. Для этого в емкость перемешивающего устройства наливают расчетное количество углеводородной жидкости. Сюда же вводится расчетное количество ациклической кислоты и карбоцепного полимера и смесь перемешивается. В полученную смесь вводится расчетное количество каустической соды в виде водного раствора, а также наполнитель до достижения необходимой плотности блокирующей пачки. Примеры приготовления блокирующей пачки на основе заявляемой рецептуры.

Пример 1. В емкость с перемешиваюшим устройством последовательно вводят 1690 кг (16,9 мас.%) стабильного газового конденсата, 200 кг (2 мас.%) полимеметилматакрилата, 1800 кг (18 мас.%) ациклической кислоты -циклогексилуксусной и 310 кг (3,1 мас.%) 30%-ного раствора каустической соды. К полученному раствору добавляют 5000 кг (50 мас.%) кольматанта, представляющего собой смесь гранулированного - мела, пластинчатого - слюды и волокнистого наполнителей - полипропиленовой микрофибры, взятых по массе в соотношении 1:1:1. Полученную смесь смешивают с 1000 кг (10 мас.%) 30%-ного раствора каустической соды. Получают 10000 кг (100 мас.%) блокирующей смеси плотностью 1130 кг/м3.

Пример 2. В емкость с перемешивающим устройством последовательно вводят, мас.%: 20,5 дизельного топлива, 2,5 полиметилметакрилата, 21,0 ациклической кислоты - декалин-2-карбоновой и 4,0 30%-ного раствора каустической соды. К полученному раствору добавляют 42,0 кольматанта - смеси гранулированного - мраморной крошки, пластинчатого - слюды и волокнистого - полипропиленовой микрофибры, наполнителей, взятых по массе в соотношении 1:1:3. Полученную смесь смешивают с 10,0 30%-ного раствора каустической соды. Получают 100% блокирующей смеси плотностью 1300 кг/м3.

Пример 3. В емкость с перемешивающим устройством последовательно вводят, мас.%: 28,0 стабильного газового конденсата, 3,0 полиметилметакрилата, 24,0 ациклической кислоты - симм-пергидроиндацен-2-уксусной кислоты и 5,0 30%-ного раствора каустической соды. К полученному раствору добавляют 30,0 кольматанта. представляющего собой смесь указанных по пр. 1 гранулированного, пластинчатого и волокнистого наполнителей, взятых по массе в соотношении 1:1:8. Полученную смесь смешивают с 10,0 30%-ного раствора каустической соды. Получают 100% блокирующей смеси плотностью 1070 кг/м.

В процессе глушения в скважину последовательно закачивают 3-4 м3 ИЭР, 2-4 м3 буферной жидкости на основе раствора полимера, заданное количество блокирующей жидкости и продавливают в интервал продуктивного пласта продавочной жидкостью. После глушения проводятся ремонтные работы.

1. Конструкция скважины:

Колонна Диаметр колонны, мм Интервал спуска колонны, м Подъем цемента за колонной, м
Направление 426 0-173 До устья
Кондуктор 324 0-599 До устья
Эксплуатационная 219 0-1250 До устья

1.2. Интервалы перфорации: 1175-1210 м.

1.3. Глубина спуска НТК: 1174,18 M.d НТК 168,3 мм

1.4. Статистическое устьевое давление 27 атм

1.5. Пластовое давление 29,5 атм. 2. Завезли на скважину следующие растворы и хим. реагенты:

ациклическая кислота с формулой CnH2n-m02 где m=2, 4 или 6, карбоцепный полимер - полиметилметакрилат, каустическая сода, наполнитель, стабильный газовый конденсат. Приготовили раствор в следующей последовательности:

1) Цементировочный агрегат обвязали с емкостью для размешивания компонентов раствора;

2) в емкость слили 8,0 м3 стабильного газового конденсата;

3) ввели порционно ациклическую кислоту и полиметилметакрилат;

4) приготовили 2 м3 водного раствора NaOH 30% концентрации;

5) в конденсатный раствор ввели 0,5 м3 30%-ного водного раствора NaOH и тщательно перемешали до повышения условной вязкости раствора до 80-100 с;

в полученный состав ввели наполнитель 3,1 т, перемешали до получения однородного раствора.

Глушение производилось по следующей технологической схеме:

1. Закачали последовательно в НКТ 3 м3 инвертно-эмульсионного раствора, содержащего, мас.%: стабильный газовый конденсат 40, хлорид кальция 12, эмульгатор - Эмультал 8, вода 40;

2. Одновременно двумя агрегатами закачали приготовленную буферную пачку в объеме 3 м3. Состав буферной пачки, кг на 1 м3:

оксиэтилцеллюлоза - 10, каустическая сода - 3, ацетат хрома - 3, вода 984 кг;

3. Затем закачали блокирующую пачку в объеме 11,5 м3 состава по примеру 3;

4. Произвели закачку 2 м3 инвертно-эмульсионного раствора, содержащего, мас.%: стабильный газовый конденсат 40, хлорид кальция 12, эмульгатор - Эмультал 8, вода - 40;

5. Произвели частичную продавку блокирующего состава в призабойную зону пласта закачкой 20 м3 жидкости глушения. Жидкость глушения представлена водным раствором хлорида натрия плотностью 1,02 г/см3. Параметры проведения технологической операции: Рн=30 атм, Рзак=10 атм, Рк=35 атм, Q=6-7 л/сек;

6. Произвели долив затрубного пространства скважины закачкой 2 м3 жидкости глушения.

Закрыли скважину на технологический отстой в течение 12 часов. Через 12 ч Ртр=0 атм, Р3=0 атм. Выделение газа и перелив жидкости отсутствует. Скважина заглушена,

Аналогично использовали составы по примерам 1 и 2.

После проведения ремонта при освоении время выхода скважины на режим эксплуатации составило менее одних суток, в то время как с применением других составов оно составляло 3-7 суток.

Глушение скважин с применением вышеописанного способа позволит обеспечить надежное блокирование продуктивного пласта, что ведет к сокращению поглощения технологических жидкостей. Обеспечивается безопасный уровень жидкости в скважине на весь период ремонта, сохранение продуктивности скважины и сокращение времени ремонта скважин и последующий их выход на доремонтный режим.

1. Способ глушения скважины, включающий закачку инвертно-эмульсионного раствора - ИЭР, буферной жидкости, блокирующей жидкости, продавочной жидкости, отличающийся тем, что используют в качестве буферной жидкости вязкоупругую жидкость состава, кг/м3: оксиэтилцеллюлоза 5-10, гидроксид натрия 1-3, ацетат хрома 2-4, вода остальное, блокирующую жидкость состава, мас.%: ациклическая кислота общей формулы CnH2n-mO2, где m - 2 или 4, или 6, 18,0-24,0, полиметилметакрилат 2,0-3,0, гранулированный минеральный наполнитель в смеси с волокнистым и пластинчатым наполнителями 30,0-50,0, 30%-ный раствор каустической соды 13,1-15,0, углеводородная основа остальное, и ИЭР состава, мас.%: стабильный газовый конденсат 40-50, хлорид кальция 8-12, эмульгатор 5-10, вода остальное, закачку ИЭР проводят перед закачкой буферной и продавочной жидкостей.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что приготовление и закачку буферной жидкости проводят таким образом, чтобы приобретение ею вязкоупругих свойств проходило непосредственно на устье скважины.

findpatent.ru

Смотрите также