Способы глушения скважин
Способ глушения скважины
Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к глушению скважин при капитальном ремонте скважин. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа глушения в результате применения жидкости с высокой кольматирующей и коркообразующей способностью, а также улучшение технологичности и упрощение процесса ее приготовления. В способе глушения скважины, включающем закачку в скважину последовательно буферной, блокирующей и задавочной жидкости, 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 4,9-13,0, 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. 2 з. п. ф-лы.
Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к глушению скважин при капитальном ремонте.
Известен способ глушения скважины, заключающийся в том, что перед глушением скважины в нее последовательно закачивают буферную жидкость и блокирующий состав, представляющий собой меловую суспензию, содержащую мел, флотореагент и воду (а.с. СССР №1828912, кл. Е 21 В 33/138, 1993 г.).
Недостатком данного способа является низкая эффективность последующего освоения скважин из-за нестабильности блокирующего состава и гидрофилизации призабойной зоны пласта и, как следствие, ухудшение фильтрационно-емкостных свойств прискважинной зоны пласта.
Наиболее близким аналогом предлагаемого способа является способ глушения скважины, заключающийся в том, что в скважину последовательно закачивают буферную, блокирующую и задавочные жидкости и в качестве блокирующей жидкости используют не менее двух составов, образующих в процессе смешения вязкую структуру: состав №1, мас.%: сополимер стирола с малеиновым ангидридом, обработанный гидроксидом натрия - 15-20, вода - остальное; и состав №2, мас.%: уксусная кислота - 4-5, вода - остальное. Причем составы готовят отдельно и закачивают в скважину последовательно (патент РФ №2144608, кл. Е 21 В 33/138, 1999 г.).
Недостатком данного способа является применение многокомпонентности, когда для структурообразования блокирующей жидкости необходимо не менее двух составов. Кроме того, применение жидкости на водной основе также приводит к гидрофилизации пласта, что ведет к снижению его фазовой проницаемости по нефти.
Задачей изобретения является повышение эффективности способа глушения в результате применения жидкости с высокой кольматирующей и коркообразующей способностью, а также улучшение технологичности и упрощение процесса ее приготовления.
Поставленная задача решается тем, что способ глушения скважин включает закачку в нее буферной, блокирующей и задавочной жидкостей. Новым является то, что блокирующая жидкость содержит углеводородную основу, ациклическую кислоту, каустическую соду, минеральный наполнитель при следующем соотношении компонентов, об.%:
Углеводородная основа 41,0-72,0
Ациклическая кислота 6,1-14,4
Каустическая сода 4,9-13,0
Минеральный наполнитель остальное.
В качестве углеводородной основы можно использовать нефть или продукты переработки нефти, а в качестве минерального наполнителя - карбонат кальция с диаметром частиц не менее 2 мкм.
Предлагаемый способ эффективен при глушении скважин с аномально низкими пластовыми давлениями с решением главной задачи по сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта. Используемые ациклические кислоты при взаимодействии с каустической содой образуют олигомер с цепочкой ациклических мономеров (с n от 30 и выше), пространственная конфигурация которых создает прочную структурную сетку. Внесение минерального наполнителя усиливает образование коагуляционных структур, что повышает кольматирующие и коркообразующие свойства. Желеобразная структура раствора при поступлении в пласт формирует мгновенную фильтрационную корку и мембрану, что сводит к минимуму проникновение в пласт твердых частиц.
При осуществлении способа с помощью цементировочного или другого агрегата на поверхности приготавливают блокирующую жидкость на углеводородной основе. Для этого бункер агрегата заполняют углеводородной жидкостью в определенном объеме. В эту жидкость вводится расчетное количество ациклической кислоты и смесь перемешивается. Затем в полученную смесь вводится заданный объем каустической соды 30%-ной концентрации. Для повышения структурной вязкости, плотности вводится расчетное количество минерального наполнителя.
В процессе проведения ремонтных работ в скважину закачивают последовательно расчетное количество буферной жидкости, затем заданное количество блокирующей жидкости и продавливают в интервал продуктивного пласта задавочным солевым раствором. Поступающая в скважину блокирующая жидкость формирует в процессе фильтрации неглубокую зону кольматации и тонкую прочную фильтрационную корочку. После этого проводят необходимые ремонтные работы.
Пример осуществления способа.
1. Конструкция и техническое состояние скважины №855.
1.1. Э/колонна ⊘ 168 мм - 1218 м.
1.2. Интервалы перфорации 1130-1150, 1168-1194.
1.3. HKT d 114 мм спущена на глубину 1157,6 м.
1.4. Пластовое давление - 39 атм.
1.5. Статическое устьевое давление - 36 атм.
2. Завезли на скважину ациклическую кислоту, например, отходы производства нефтяных кислот, газовый конденсат, каустическую соду, карбонат кальция. Набрали в емкость 5 м3 (71,0%) газового конденсата. При постоянном перемешивании ввели в конденсат 0,52 м3 (7,4%) ациклической кислоты, перемешали в течение 30 минут. Приготовили 0,41 м3 30%-ного (5,8%) раствора каустической соды - ввели в раствор конденсата с ациклической кислотой и перемешали. В раствор на циркуляцию ввели 2,9 тонны (15,8%) карбоната кальция и перемешали до получения однородной массы. Смонтировали задавочную линию, обвязали с фонтанной арматурой, спрессовали обвязку на 65 атм, фонтанную арматуру - на 50 атм. Глушение скважины производилось последовательно с закачкой в НКТ - 114 мм при закрытой затрубной задвижке 12,5 м3 буферной жидкости - раствора хлористого кальция с удельным весом 1,02 г/см3, затем 6,5 м3 блокирующей жидкости с продавкой в пласт задавочной жидкостью - раствором хлористого кальция с удельным весом 1,02 г/см3 в объеме 2,5 м3 и 6,1 м3 раствора ИМД (инвертно-мицеллярная дисперсия). Затрубную задвижку открыли и закачали в НКТ 8,7 м3 раствора ИМД с удельным весом 1,02 г/см3 до выхода раствора из затрубного пространства, при этом стравили газ. Жидкость была закачана в интервалы перфорации и продавлена в пласт с целью глушения и блокирования продуктивного пласта. Скважину закрыли для определения статического уровня. Через 42 часа определили статический уровень Нст=90 м, избыточное давление на устье составило: Ртр=0 атм; Рзатр=0 атм. Количество поглощенной жидкости составило 2 м3. При освоении скважина вышла на рабочий режим в течение суток.
Полученные показатели характеризуют эффективность заявленного способа, выражающуюся в том, что он обеспечивает качественное блокирование поглощающих пластов (количество поглощенной жидкости составило всего 2 м3 против 20-50 м3 в известных способах), низкую мгновенную фильтрацию, недефицитность исходных компонентов, простоту технологии приготовления блокирующей жидкости, а фильтрат, будучи нефтью или ее производным, не вызывает образование водяного барьера и не ухудшает свойств чувствительных к воде пластов.
Проведение ремонтных работ по глушению скважин с применением предлагаемого способа блокировки позволяет сохранить коллекторские свойства пласта и многократно уменьшить сроки освоения скважин.
1. Способ глушения скважины, включающий закачку в скважину последовательно буферной, блокирующей и задавочной жидкости, отличающийся тем, что 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 4,9-13,0
Минеральный наполнитель Остальное
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что углеводородная основа блокирующей жидкости представляет собой нефть или продукты переработки нефти.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что в качестве минерального наполнителя блокирующая жидкость содержит карбонат кальция с диаметром частиц не менее 2 мкм.
findpatent.ru
Способ глушения скважин
Способ может быть использован при глушении скважин при проведении подземных и капитальных ремонтов в нефтедобывающей промышленности. Повышение эффективности глушения и освоения скважин достигается путем последовательной закачки в призабойную зону буферной жидкости с последующей ее прибавкой, блокирующей жидкости и жидкости для глушения. Причем в качестве буферной жидкости используют водный раствор анионногенного ПАВ на основе алкилбензолсульфонатов сульфонолы и водный раствор неионогенного ПАВ оксиэтилированные алкилфенолы неонолы, а в качестве водоуглеводородной эмульсии продукт нефтепереработки "дисин". Блокирующая жидкость содержит нефть мас. 10-20,эмульгатор 2-5стабилизатор 0,05-0,1 и солевой раствор остальное. 1 з. п. ф-лы,табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к глушению скважин при проведении подземных и капитальных ремонтов.
Известен способ глушения скважин, заключающийся в закачке в призабойную зону перед глушением скважины водным раствором неорганических солей блокирующей жидкости мицеллярного раствора (авт. св. N 874975). Недостатком известного способа является сравнительно низкая эффективность последующего освоения скважин, так как мицеллярный раствор, применяемый в качестве блокирующей жидкости, обладает высокой чувствительностью к агрессии минерализованных пластовых вод. При попадании более 1% минерализованной воды в мицеллярный раствор последний разрушается, отделяя при этом содержащуюся в его составе воду. В результате выделения водной фазы продуктивный пласт блокируется, снижается фазовая проницаемость пласта по нефти, что приводит к снижению продуктивности и, следовательно, к увеличению сроков освоения скважины и связанных с этим материальных затрат. Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу является способ глушения скважин, заключающийся в том, что перед закачкой жидкости для глушения блокирующую жидкость задавливают в пласт нефтью с последующей заменой нефти жидкостью для глушения, а в качестве блокирующей жидкости используют смесь углеводородной жидкости с эмульгатором обратной эмульсии [1] Недостатком известного способа является низкая эффективность глушения, так как блокирующая углеводородная жидкость с эмульгатором в процессе продавки в пласт смешивается с пластовой нефтью, в результате чего концентрация эмульгатора в блокирующей углеводородной жидкости снижается и снижение межфазного поверхностного натяжения до требуемых значений не достигается. Связывание пластовой воды блокирующей жидкостью в порах пласта во всем объеме блокирующей жидкости не происходит, образование обратной эмульсии будет происходить лишь по фронту закачиваемой в пласт углеводородной жидкости. Поступающий из пласта газ (газовый фактор) в пластовых условиях растворяется в закачиваемой углеводородной жидкости и изменяет ее состав и свойства. Целью изобретения является повышение эффективности глушения и освоения скважин. Достигается тем, что при способе глушения скважин, включающем последовательную закачку в призабойную зону блокирующей жидкости и жидкости для глушения, перед закачкой блокирующей жидкости и жидкости для глушения в пласт задавливают буферную жидкость. В качестве буферной жидкости используют водный раствор анионогенного или неионогенного ПАВ или водоуглеводородную утяжеленную эмульсию, содержащую ПАВ. В качестве анионогенного ПАВ используют соли алкилбензолсульфонатов, например, сульфанол, в качестве неионогенного ПАВ-оксиэтилированные алкилфенолы, например неонол, в качестве водоуглеводородной эмульсии продукт нефтепереработки "Дисин". В качестве блокирующей жидкости используют гидрофобноэмульсионный раствор (ГЭР), содержащий нефть, солевой раствор, эмульгатор и стабилизатор. В качестве жидкости для глушения используют подтоварную минерализованную воду или солевой раствор. Способ осуществляют следующим образом. При проведении подземно-ремонтных операций перед глушением скважины в интервал перфорации закачивают 5-10 м3 буферной жидкости, представляющая собой водный раствор анионогенного ПАВ на основе алкилбензолсульфоната натрия, например раствор сульфанола или раствор неионогенного ПАВ на основе оксиэтилированных алкилфенолов, например неонол или водоуглеводородную утяжеленную эмульсию, содержащую ПАВ продукт нефтепереработки "Дисин". Затем закачивают 10-20 м3 блокирующей жидкости, в качестве которой используется гидрофобно-эмульсионный раствор и задавливают их в пласт подтоварной минерализованной водой или солевым раствором, после чего проводят необходимые ремонтные работы. Сущность изобретения заключается в следующем. Как показывает практика, наибольшую трудность глушения представляют те скважины, которые эксплуатируют совмещенные пласты (два или три пласта), причем пласты различаются по своей проницаемости. При глушении таких скважин задавочными жидкостями на водной основе высокопроницаемая зона пласта поглощает жидкость, а низкопроницаемая продолжает отдавать нефть и газ, в результате этого скважина не глушится, приходится увеличивать плотность и расход задавочной жидкости, но нередко и это не приводит к желаемому результату. Предлагаемый способ предусматривает закачку вначале буферного раствора, представляющего собой водный раствор анионогенного или неионогенного ПАВ или водоуглеводородную эмульсию, содержащую ПАВ. Так как данный раствор обладает низким поверхностным натяжением, он проникает как в высоко-, так и в низкопроницаемые пропластки, в порах пласта при контакте с нефтью буферный раствор образует микроэмульсии с повышенной вязкостью, тем самым блокируя их. Кроме того, буферный раствор выполняет роль диспергатора газа, это связано с тем, что крупные газовые пузырьки проходят через слой буферного раствора с низким поверхностным натяжением, диспергируются на множество мелких пузырьков, вплоть до образования пены. Подъемная сила мелких газовых пузырьков значительно ниже, чем крупных, что облегчает глушение скважины с высоким газовым фактором. Вслед за буферным раствором закачивают блокирующую жидкость, в качестве которого используется гидрофобно-эмульсионный раствор (ГЭР), состоящий из нефти, солевого раствора, эмульгатора и стабилизатора. Блокирующая жидкость при задавке в пласт проникает в высокопроницаемые пропластки и, благодаря высокой вязкости и структурно-механическим свойствам, блокирует их. Проникновение и поглощение высокопроницаемыми пропластками жидкости глушения, в качестве которого используется подтоварная вода, не происходит. Кроме того, ГЭР, проходя по порам пласта, гидрофобизирует их, повышая тем самым фазовую проницаемость по нефти. При пуске скважины в эксплуатацию пластовая нефть смешивается с внешней нефтяной фазой ГЭР, разрушая его, и ГЭР легко выносится из пор пласта. Вместе с буферным раствором, содержащим ПАВ, из пор пласта удаляются мелкодисперсные твердые глинистые частицы, загрязняющие призабойную зону пласта, в результате чего фильтрационные свойства пласта восстанавливаются или улучшаются, приток нефти в скважину облегчается. При пуске скважины в эксплуатацию после проведения ремонтных работ скважина сразу выходит на устойчивый режим без использования компрессора для освоения скважины. Ниже приведены конкретные примеры осуществления способа. П р и м е р 1. Способ глушения осуществляют на скважине 32533 Самотлорского месторождения при проведении подземного ремонта скважины. Скважина эксплуатирует совмещенные пласты АВ1-3. Интервалы перфораций 1706-1711, 1719-1730, 1737-1738 и 1752,5-1754,5 м. Перфорированная мощность пластов 19 м. Давление пластовое 190 атм, газовый фактор 88 м3/м3, дебит по жидкости 300 м3/сут, обводненность 70% Вследствие поглощения пласта и высокого газового фактора скважина не глушилась солевым раствором плотностью 1,18 г/см3 в объеме 80 м3. Согласно предлагаемому способу, в интервал перфорации через НКТ закачивают буферную жидкость в объеме 10 м3, содержащий водный раствор анионогенного ПАВ сульфанола, и продавливают ее в пласт 10 м3 ГЭР, содержащего нефть, солевой раствор, эмульгатор и стабилизатор. Затем закачивают солевой раствор плотностью 1,18 г/см в объеме в 2 раза меньше расчетного (20 м3) и продавливают ГЭР с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 при давлении 80 атм и производят ремонт подземного оборудования. После окончания ремонта включают насос и вводят скважину в эксплуатацию. Скважина выходит сразу на устойчивый режим работы с первоначальным дебитом 300 м3/сут. П р и м е р 2. Способ осуществляют на скважине 3453 Самотлорского месторождения при проведении подземного ремонта. Скважина эксплуатирует совмещенные пласты АВ 31 и АВ2-3. Интервал перфорации 1853-1857,5; 1861,5-1863,5; 1865-1874 м. Перфорированная мощность пластов 15,5 м, пластовое давление 162 атм, дебит по жидкости 786 м3/сут, обводненность 87% Глушение скважины при предыдущем ремонте осуществляли 40 м3 солевого раствора плотностью 1,10 г/cм3, приток жидкости наблюдался через 3 сут. Согласно предлагаемому способу, в интервал перфорации через НКТ закачивают буферную жидкость в объеме 10 м3, содержащий раствор неионогенного ПАВ неонола АФ9-12, и продавливают ее в пласт 20 м3 ГЭР такого же состава, что и в примере 1. Затем закачивают солевой раствор (1,18 г/см3) в объеме 20 м3 и продавливают ГЭР с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 при давлении 80 атм и производят ремонт подземного оборудования. После окончания ремонта включают насос и вводят скважину в эксплуатацию. Скважина выходит сразу на устойчивый режим работы с дебитом 792 м3/сут. П р и м е р 3. Способ осуществляют на скважине 3402 Самотлорского месторождения при проведении подземного ремонта. Скважина эксплуатирует пласт АВ1-33, интервал перфорации 1756-1767,5 м, перфорированная мощность пласта 11,5 м. Пластовое давление 173 атм, газовый фактор 80 м3/м3, дебит по жидкости 130 м3/сут, обводненность 65% При предыдущем глушении солевым раствором приток жидкости наблюдался через 5 сут. Согласно предлагаемому способу, в интервал перфорации через НКТ закачивают буферную жидкость в объеме 10 м3, содержащую водоуглеводородную утяжеленную эмульсию "Дисин", и продавливают ее в пласт 20 м3 ГЭР такого же состава, что и в примере 1. Затем закачивают подтоварную минерализованную воду и продавливают ГЭР с помощью агрегата ЦА-320 при давлении 80 атм и производят ремонт подземного оборудования. После окончания ремонта включают насос и вводят скважину в эксплуатацию. Скважина сразу выходит на устойчивый режим работы с первоначальным дебитом 130 м3/сут. Предлагаемый способ глушения был использован на 76-ти скважинах ПО "Нижневартовскнефтегаз". Характеристики некоторых скважин и результаты обработок приведены в таблице. Таким образом, предлагаемый способ глушения скважины позволяет повысить эффективность глушения и освоения скважины, а также вывод ее на устойчивый режим работы, исключает попадание в продуктивный пласт солевых растворов, отрицательно влияющих на коллекторские свойства пласта, позволяет снизить расход соли на 50% или полностью заменить солевой раствор на подтоварную минерализованную воду. Дополнительная добыча нефти составляет 400-500 т на одну ремонтную скважино-операцию при среднем дебите скважины 66 т/сут за счет сокращения времени освоения, выхода скважины на режим и исключения повторных операций по глушению скважин.Формула изобретения
1. СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН, включающий последовательную закачку в призабойную зону блокирующий жидкости и жидкости для глушения, отличающийся тем, что перед закачкой блокирующей жидкости и жидкости для глушения в пласт предварительно задавливают буферную жидкость в объеме 5-10 м3, а в качестве буферной жидкости используют 0,01-0,1%-ный раствор анионогенного или неионогенного ПАВ или водоуглеводородную утяжеленную эмульсию, содержащую ПАВ, в качестве блокирующей жидкости используют гидрофобно-эмульсионный раствор в объеме 10-20 м3, состоящий из нефти, солевого раствора, эмульгатора и стабилизатора, при следующих соотношениях компонентов, мас. Нефть 10 20 Эмульгатор 2 5 Стабилизатор 0,05 0,1 Солевой раствор Остальное а в качестве жидкости для глушения используют подтоварную минерализованную воду или солевой раствор в объеме 10-40 м3. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве анионогенного ПАВ используют соли алкилбензолсульфонатов сульфонолы, в качестве неионогенного ПАВ оксиэтилированные алкилфенолы неонол, а в качестве водоуглеводородной эмульсии продукт нефтепереработки "Дисин".РИСУНКИ
Рисунок 1, Рисунок 2findpatent.ru
Способ глушения эксплуатационной скважины
Использование: изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к глушению эксплуатационных скважин при выполнении ремонтных работ. Сущность изобретения: в насосно-компрессорные трубы закачивают вязкоупругий состав, закрывают насосно-компрессорные трубы. Затем осуществляют закачку вязкоупругого состава в затрубное пространство, закрывают затрубное пространство. Далее производят технологическую выдержку до стабилизации давления на устье скважины. После этого ведут закачку жидкости глушения в объеме скважины через затрубное пространство. При этом давление закачки вязкоупругого состава определяют из условия: где Р3 - давление закачки вязкоупругого состава, МПа; Рпл - пластовое давление, МПа; Рг - гидростатическое давление столба закачиваемого вязкоупругого состава, МПа; 1 - плотность закачиваемого вязкоупругого состава при нормальных условиях, кг/м3; 2 - плотность газированного вязкоупругого состава при нормальных условиях, кг/м3. Использование изобретения позволяет получить технологический результат, выражающийся в повышении эффективности глушения эксплуатационной скважины.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к способу глушения эксплуатационной скважины.
Известен способ глушения скважины путем закачки жидкости глушения [1] Недостатком этого способа является неэффективность. Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ глушения эксплуатационной скважины, включающий закачку в затрубное пространство вязкоупругого состава и жидкости глушения, принятый за прототип [2] Недостатком этого способа является невысокая эффективность. Целью изобретения является повышение эффективности глушения эксплуатационной скважины. Это достигается тем, что в способе глушения эксплуатационной скважины, включающем закачку в затрубное пространство вязкоупругого состава и жидкости глушения, до закачки в затрубное пространство вязкоупругого состава производят закачку вязкоупругого состава в насосно-компрессорные трубы, в объеме насосно-компрессорных труб закрывают насосно-компрессорные трубы, после закачки вязкоупругого состава в затрубное пространство закрывают затрубное пространство, производят технологическую выдержку до стабилизации давления на устье скважины, при этом объем закачки вязкоупругого состава в затрубное пространство равен объему затрубного пространства, а жидкость глушения закачивают через затрубное пространство в объеме скважины, причем давление закачки вязкоупругого состава определяют из условия: Pз>Pпл-Pг+2,3lgPг где Рпл. пластовое давление, МПа; Рr гидростатическое давление столба закачиваемого вязкоупругого состава, МПа; 1 плотность закачиваемого вязкоупругого состава при нормальных условиях, кг/м3; 2 плотность газированного вязкоупругого состава при нормальных условиях, кг/м3. В процессе эксплуатации подземное обоpудование эксплуатационных скважин может выйти из строя, и возникает необходимость в подземном или капитальном ремонте. Для проведения ремонта необходимо заглушить скважину, чтобы скважина не проявляла нефтью, газом или водой. Наибольшие сложности при глушении эксплуатационной скважины возникают при проявлениях газа. Присутствие в стволе скважины свободного газа может быть связано с: поступлением газа из газовой шапки;поступлением газа из соседних скважин при негерметичности обсадной колонны в результате заколонных перетоков;
газлифтной эксплуатацией скважины, когда газ закачивается в скважину с целью лифтирования скважинной жидкости;
выделением газа, растворенного в нефти, при падении давления ниже давления насыщения в призабойной зоне или стволе скважины. При газопроявлениях возникает опасность выбросов. В способе по прототипу в скважину закачивают вязкоупругий состав (ВУС) в объеме, равном объему 15-20 м скважины. В таком объеме ВУСа газ, находящийся в скважине, не может полностью раствориться, растворяется только его малая часть. Поэтому при дальнейшей закачке жидкости глушения газ начинает проникать в жидкость глушения. Структурно-механические свойства жидкости глушения таковы, что газ не может в ней равномерно раствориться. При этом образуется неоднородный поток жидкости, в котором слои жидкости чередуются с "пачками" газа. Присутствие "пачек" свободного газа создает опасность выброса, снижает гидростатическое давление столба жидкости, т.е. не представляется возможным создать противодавление на пласт, чтобы прекратить приток в скважину пластового флюида. Таким образом скважину не удается заглушить. В предлагаемом изобретении газ, находящийся в скважине, растворяется в закачиваемом ВУСе. Причем ВУС закачивается в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) и затрубного пространства для того, чтобы весь газ, находящийся в скважине, равномерно растворился в ВУСе. При этом образуется однородный поток жидкости. Однородные структуры эффективно заменяются одна другой, поэтому газированный однородный ВУС без осложнения вытесняется жидкостью глушения. Согласно изобретению сначала осуществляется закачка ВУСа в НКТ. Это производится для того, чтобы разобщить НКТ и затрубное пространство. При этом при последующей закачке ВУСа в затрубное пространство возникает возможность создания в затрубном пространстве давления для задавливания ВУСа в негерметичности обсадной колонны. Это позволяет ликвидировать заколонные проявления. После закачки ВУСа в скважину необходимо произвести технологическую выдержку для того, чтобы газ, находящийся в скважине, равномерно растворился в ВУСе до образования однородной структуры. Об этом судят по прекращению изменения давления на устье скважины. Как только давление на устье скважины стабилизируется, переходят к удалению газированного ВУСа из скважины путем закачки жидкости глушения необходимой плотности. Жидкость глушения должна иметь такую плотность, чтобы обеспечить превышение гидростатического давления над пластовым на 5% и более. Закачку жидкости глушения производят через затрубное пространство в объеме НКТ и затрубного пространства для полного удаления из скважины газированного ВУСа, создания необходимого гидростатического давления на продуктивный пласт, предотвращающего поступление пластового флюида в скважину, и дальнейшего проведения подземного или капитального ремонта скважины. Для того, чтобы во время закачки ВУСа не происходил приток флюида из пласта в скважину, необходимо, чтобы пластовое давление уравновешивалось гидростатическим давлением столба закачиваемого ВУСа. Однако газ, находящийся в скважине, растворяясь в вязкоупругом составе, снижает его плотность, а следовательно, уменьшится гидростатическое давление столба ВУСа. Уменьшение гидростатического давления столба ВУСа можно определить по формуле Стронга-Уайта:
P 2,3lgPг где 1 плотность закачиваемого вязкоупругого состава при нормальных условиях, кг/м3;
2 плотность газированного вязкоупругого состава при нормальных условиях, кг/м3;
Рг гидростатическое давление столба закачиваемого вязкоупругого состава, МПа. Поэтому для закачки вязкоупругого состава в насосно-компрессорные трубы необходимо соблюдать условие:
Р3 > Рпл Pг + P (1) где Р3 давление закачки ВУСа, МПа;
Рпл пластовое давление, МПа. С другой стороны, давление закачки не должно превышать давление опрессовки обсадной колонны, чтобы избежать осложнения, связанные с разрывом колонны и заколонными перетоками. Способ осуществляется следующим образом. Закачивают вязкоупругий состав в насосно-компрессорные трубы до их полного заполнения. При этом обеспечивается разобщение трубного и затрубного пространства и растворение в вязкоупругом составе газа, находящегося в насосно-компрессорных трубах. После заполнения ВУСом внутреннего пространства НКТ его закрывают. Затем осуществляют закачку вязкоупругого состава в затрубное пространство для растворения газа, находящегося в затрубном пространстве. Закачку ведут при давлении, выбранном в соответствии с условиями формулы (1). При этом давление закачки должно быть ниже давления опрессовки обсадной колонны. Заполнив полный объем затрубного пространства, закрывают затрубное пространство и производят технологическую выдержку. Технологическая выдержка необходима для того, чтобы газ находящийся в скважине растворился в вязкоупругом составе. Во время технологической выдержки наблюдают за изменением давления на устье скважины как в НКТ, так и в затрубном пространстве до стабилизации давления. После этого производят закачку жидкости глушения через затрубное пространство в объеме НКТ и затрубного пространства. П р и м е р 1. Газлифтная скважина N 2151 (куст 11) Самотлорского месторождения ДАООТ "Нижневартовскнефть" имеет:
искусственный забой на глубине 1880 м;
глубину расположения интервала перфорации 1840 м;
диаметр НКТ 73 мм;
глубину спуска НКТ 1780 м;
диаметр обсадной колонны 168 мм;
давление опрессовки обсадной колонны 14,0 МПа;
пластовое давление 19,5 МПа. Для проведения капитального ремонта скважину необходимо заглушить. Для этого согласно предлагаемому изобретению в скважину закачали 6,5 м3вязкоупругого состава в (объем НКТ 5,0 м3 плюс объем скважины от конца НКТ до интервала перфорации 1,5 м3). В качестве вязкоупругого состава был выбран состав со следующим соотношением компонентов, полиакриламид (ПАА) 1; карбоксилсульфатспиртовая барда (КССБ) 1,5; бихромат натрия 0,2; вода остальное. Плотность приготовленного и закачиваемого вязкоупругого состава 1= 1050 кг/м3; плотность газированного вязкоупругого состава 2 400 кг/м3. Гидростатическое давление столба закачиваемого вязкоупругого состава от устья скважины до интервала перфорации Pг=19,3 МПа. Снижение гидростатического давления за счет насыщения вязкоупругого состава газом составило:
P 2,3lgPг= 2,31,3 4,9 МПа
Тогда давление на устье скважины, при котором необходимо вести закачку вязкоупругого состава, должно быть
Pз>Pпл-Pг+2,3lgPг= 19,5-19,3+4,9 5,1 МПа
Закачку вязкоупругого состава вели под давлением на устье Р3 12,0 МПа. Далее закрыли НКТ и начали закачку того же вязкоупругого состава в затрубное пространство. Вязкоупругого состава закачали в объеме затрубного пространства, т. е. 30 м3. Закачку производили при давлении 13,0 МПа, что меньше давления опрессовки обсадной колонны. Затем закрыли затрубное пространство. После этого произвели технологическую выдержку. При этом, как показали манометры, на устье скважины давление в НКТ и в затрубном пространстве сначала снизилось до 10 МПа. Через 16 ч давление на устье скважины прекратило снижаться и установилось на уровне 8,5 МПа. Далее через затрубное пространство начали закачку жидкости глушения. В качестве жидкости глушения был выбран соляной раствор плотностью 1100 кг/м3. Соляного раствора закачали 35,3 м3, т.е. в объеме затрубного пространства и НТК. Через 24 ч после закачки давление на устье скважины установилось равным нулю и не изменялось в течение недели, что свидетельствовало о полном глушении скважины и служило основанием для начала проведения капитального ремонта. П р и м е р 2. Согласно прототипу в скважину с характеристиками, приведенными в примере 1, через затрубное пространство закачали вязкоупругий состав в объеме 20 м затрубного пространства, что составило 0,5 м3. Вязкоупругий состав был выбран, как в примере 1. После этого для продавки ВУСа до башмака НКТ в затрубное пространство закачали 24,6 м3жидкости глушения. В качестве жидкости глушения был выбран соляной раствор плотностью 1180 кг/м3. Далее закрыли затрубное пространство. Затем через НКТ закачали ВУС в объеме 20 м НКТ плюс объем скважины от башмака до интервала перфорации 1,5 м3. Для продавки ВУСа в пласт в НКТ закачали 6,8 м3 жидкости глушения. В качестве жидкости глушения использовали соляной раствор плотностью 1180 кг/м3. Через 24 ч измеряли давление на устье скважины. Оно составило 0,6 МПа, и в дальнейшем при открытом устье давление продолжало держаться на этом уровне в течение 2 сут. а скважина проявляла нефтью с газом. Это позволило сделать вывод о том, что скважина не заглушена. На основании результатов применения способа можно сделать вывод, что предлагаемое изобретение позволит эффективно глушить эксплуатационные скважины.
Формула изобретения
где P3 - давление закачки вязкоупругого состава, МПА;
Pпл - пластовое давление, МПа;
Pг - гидростатическое давление столба закачиваемого вязкоупругого состава, МПа;
1 - плотность закачиваемого вязкоупругого состава при нормальных условиях, кг/м3;
2 - плотность газированного вязкоупругого состава при нормальных условиях, кг/м3.
findpatent.ru
Способ глушения скважин
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при проведении различных технологических операций в скважинах: при глушении, при перфорации, замене скважинного технологического оборудования или в нагнетательных скважинах. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности глушения скважин водными растворами минеральных солей как основными средствами воздействия на пласт при сохранении его коллекторских свойств и снижение энергозатрат. В способе глушения скважин, включающем помещение в ствол скважины жидкости глушения в виде водного раствора минеральных солей - двойных или тройных солевых систем хлорида калия с хлоридами натрия и/или магния с целевой добавкой, приготовление которого осуществляют растворением указанных солей в воде и отстаиванием, используют воду с установок подготовки нефти или сеноманскую воду с температурой не ниже +40°, указанный раствор готовят в две стадии: на первой стадии осуществляют растворение до снижения температуры раствора не ниже +30°С, отстаивание раствора осуществляют в течение 20-30 мин, закачивают полученный на первой стадии раствор плотностью 1,20-1,30 т/м3 в скважину в количестве, необходимом и достаточном для образования гидравлического столба в стволе скважины над кровлей продуктивного пласт, на второй стадии осуществляют растворение отстоенного осадка, отстаивание и полученный на второй стадии раствор плотностью 1,05-1,20 т/м3 закачивают в скважину, заполняя по остальной высоте ствола скважину до устья. В качестве двойных или тройных солевых систем используют карналлит обогащенный, руду карналлитовую, сильвинит молотый, руду сильвинитовую, флюс хлоркалиевый. Используют сеноманскую воду, откаченную из скважины с температурой не ниже +40°С. В качестве целевой добавки могут использовать ингибитор набухания глинистой составляющей нефтегазоносного слоя - нитрилдиметилфосфоновую кислоту в количестве 0,01-0,05% от массы растворенных солей. 3 з.п. ф-лы, 2 табл.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при проведении различных технологических операций в скважинах: при глушении, при перфорации, замене скважинного технологического оборудования или в нагнетательных скважинах.
Известен способ глушения скважин жидкостями на основе водных растворов минеральных солей, в основном хлоридов и бромидов натрия, кальция, магния, цинка и др. в различных сочетаниях [1].
Однако указанный способ неэкономичен, поскольку затраты на экзотические реагенты и подготовку к глушению существенно превосходят выгоду, получаемую в результате технологических работ в скважине.
Известен также способ глушения скважин снижением пластового давления в них на 5-10% ниже гидростатического с последующим заполнением их пластовой водой [2].
Недостатком указанного способа является большая потеря добычи нефти за весь период снижения пластового давления на участке разработки не только из данной скважины, но и из остальных нефтедобывающих скважин, расположенных на данном участке.
Известен способ глушения нефтегазодобывающих скважин, при котором в ствол скважины помещают водный раствор обогащенной сильвинитовой руды с добавками ингибитора осадкообразования, ингибиторов коррозии и других целевых добавок, причем и раствор закачивают в количестве, необходимом и достаточном для образования гидравлического столба в стволе скважины над кровлей продуктивного пласта [3].
Недостатком указанного способа является снижение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта или весьма продолжительная релаксация этих свойств до первоначального уровня после проведения необходимых регламентных работ в скважине.
Наиболее близким по своей сущности и техническому результату к заявляемому техническому решению является способ глушения скважин, включающий помещение в ствол скважины жидкости глушения в виде водного раствора минеральных солей - двойных или тройных солевых систем хлорида калия с хлоридами натрия и/или магния с целевой добавкой, приготовление которого осуществляют растворением указанных солей в воде и отстаиванием [4].
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности глушения скважин водными растворами минеральных солей как основными средствами воздействия на пласт при сохранении его коллекторских свойств и снижение энергозатрат.
Необходимый технический результат достигается тем, что в способе глушения скважин, включающем помещение в ствол скважины жидкости глушения в виде водного раствора минеральных солей - двойных или тройных солевых систем хлорида калия с хлоридами натрия и/или магния с целевой добавкой, приготовление которого осуществляют растворением указанных солей в воде и отстаиванием, используют воду с установок подготовки нефти или сеноманскую воду с температурой не ниже +40°, указанный раствор готовят в две стадии: на первой стадии осуществляют растворение до снижения температуры раствора не ниже +30°С, отстаивание раствора осуществляют в течение 20-30 мин, закачивают полученный на первой стадии раствор плотностью 1,20-1,30 т/м3 в скважину в количестве, необходимом и достаточном для образования гидравлического столба в стволе скважины над кровлей продуктивного пласт, на второй стадии осуществляют растворение отстоенного осадка, отстаивание и полученный на второй стадии раствор плотностью 1,05-1,20 т/м3 закачивают в скважину, заполняя по остальной высоте ствола скважину до устья.
В качестве двойных или тройных солевых систем используют карналлит обогащенный, руду карналлитовую, сильвинит молотый, руду сильвинитовую, флюс хлоркалиевый.
Используют сеноманскую воду, откаченную из скважины с температурой не ниже +40°С.
В качестве целевой добавки могут использовать ингибитор набухания глинистой составляющей нефтегазоносного слоя - нитрилдиметилфосфоновую кислоту в количестве 0,01-0,05% от массы растворенных солей.
При операции перфориривания величину гидравлического столба технологической жидкости над кровлей продуктивного пласта увеличивают на 3-7% от известного (1,05÷1,1)Рпл, где Рпл - давление продуктивного пласта.
При использовании водного раствора двойных или тройных солевых систем хлорида калия с хлоридами натрия и/или магния в качестве рабочего тела нагнетательных скважин плотность раствора поддерживают в пределах 1,05 - 1,20 т/м3 .
При перфорации и при глушении скважины используют водный раствор минеральных солей с целевыми добавками - загустителями, ингибиторами коррозии, ингибиторами осадкообразования и ПАВ и др.
В качестве ингибитора набухания глинистой составляющей продуктивного пласта используют, например, нитрилдиметилфосфоновую кислоту в количестве 0,01÷0,05 мас.% от массы растворенных солей.
В качестве ингибитора осадкообразования используют НТФ (нитрилотриметилфосфоновую кислоту) или СНПХ-5301М (продукт взаимодействия оксиэтилидендифосфоновой кислоты с водным раствором аммиака и высококипящими фракциями продукта перегонки нефти) в количестве 0,01÷0,05% от массы растворенных солей.
В качестве поверхностно-активного вещества ПАВ используют, например, хлорид алкилтриметиламмония ("ДОН-96" по ТУ №2482-010-047695-97), ИВВ-1 и др.
В качестве водорастворимых минеральных солей используют двойные или тройные солевые системы хлорида калия с хлоридами натрия и/или магния, в частности: двойные солевые системы - карналлит обогащенный, сильвинит молотый, руда сильвинитовая, тройные солевые системы - руда карналлитовая, флюс хлоркалиевый.
Карналлит обогащенный (ТУ 1714-069-05778557-93) -
| KCl | 24,3% |
| MgCl2 | 31,5% |
| кристаллизационная вода | остальное; |
Руда карналлитовая
| KCl | 22,0% |
| MgCl2 | 25,0% |
| NaCl | 20,0% |
Сильвинит молотый (ТУ 2111-004-05778557-2000)
| KCl не менее | 22,0%; |
Руда сильвинитовая (ТУ 2111-016-05778557-2003)
| KCl не менее | 23,0%; |
Флюс хлоркалиевый
| KCl | 68,0-72,0% |
| NaCl | 12,0-24,0% |
| MgCl2 | 4,0-6,0% |
В качестве растворителя используют воду с установок подготовки нефти или сеноманскую воду. Температура воды, поступающей с установок подготовки нефти, в силу особенностей технологии подготовки достигает не менее +40°С; сеноманская вода (откачиваемая из сеноманских пластов) в свою очередь также имеет температуру свыше +40°С.
Использование водных растворов двойных или тройных солевых систем хлорида калия с хлоридами натрия и/или магния, приготовленных в две стадии в качестве рабочего тела при проведении регламентных работ в нефтегазодобывающих скважинах, создает исключительно удачную возможность использования дешевых природных полезных ископаемых. При этом определено, что при проникновении раствора солей, полученного на первой стадии растворения, в продуктивный пласт проницаемость последнего не снижается, а в ряде случаев даже повышается, что ведет к сохранению коллекторских свойств призабойной зоны. Механизм или сущность воздействия такого раствора на породы пласта будет изложена ниже.
Предлагаемый способ глушения добывающих скважин может быть использован при вторичном вскрытии продуктивного пласта - перфорации скважины. В этом случае также обеспечивается сохранность коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта.
Предлагаемый способ глушения добывающих скважин может быть расширен и на применение в нагнетательных скважинах. При нагнетании в пласт терригенного типа водных растворов двойных или тройных солевых систем хлорида калия с хлоридами натрия и/или магния они могут содержать ингибитор набухания глинистой составляющей пласта. В этом случае обеспечивается сохранность и даже повышается проницаемость пласта. Разумеется, в каждом конкретном случае использования указанных водных растворов концентрация растворенных компонентов соответственно устанавливается и корректируется в зависимости от назначения технологической жидкости.
В сущности, заявляемый способ основан на использовании физико-химических свойств солей различной природы, а именно - температурной зависимости растворимости солей в воде.
Известно, что растворимость хлорида натрия в воде в интервале температур 0-100°С изменяется от 300 до 380 г/л, а хлорида калия от 200 до 580 г/л, причем в интервале температур 35-40°С разность растворимости хлоридов натрия и калия составляет 40-65 г/л. Разумеется, при более высоких температурах разность растворимостей еще выше, однако наступает противоречие между улучшением характеристик технологической жидкости и экономикой процесса достижения таковых характеристик. При приготовлении водных растворов двойных или тройных солевых систем хлорида калия с хлоридами натрия и/или магния в две стадии на первой из них получают раствор, обогащенный хлоридом калия, который и закачивают в скважину после отстаивания. На второй стадии получают раствор, обогащенный хлоридом натрия, который также закачивают после отстаивания в скважину. Однако технологические характеристики раствора, полученного на первой стадии (плотность раствора и, что самое главное, химико-физическое воздействие его на продуктивный пласт), существенно отличаются от таковых у раствора, полученного на второй стадии. Если первый раствор имеет высокую плотность и благотворно влияет или, по меньшей мере, нейтрален по отношению к проницаемости пласта, то плотность второго ниже и превалирующее содержание в нем натрия отрицательно влияет на проницаемость продуктивного пласта. В сущности, раствор двойных или тройных солевых систем хлорида калия с хлоридами натрия и/или магния, полученный на второй стадии растворения, играет роль балласта для заполнения скважины от верхней границы уровня закачанного в скважину раствора, полученного на первой стадии, до устья.
Способ осуществляют следующим образом
Технологическую жидкость (жидкость глушения) получают растворением двойных или тройных солевых систем хлорида калия с хлоридами натрия и/или магния в воде, поступающей с установок подготовки нефти, или сеноманской воде, при этом температура той и другой воды составляет не менее +40°С. Для этого в соответствующую емкость помещают расчетное количество солевой смеси и растворяют ее в соответствующем количестве воды при перемешивании. По снижении температуры раствора до +30-35°С процесс перемешивания приостанавливают и после выдержки в течение 20-30 мин раствор закачивают в скважину. Далее в емкость добавляют расчетное количество воды и процесс возобновляют до полного растворения оставшейся соли. После отстаивания раствор закачивают в скважину.
Само собой разумеется, что при приготовлении технологической жидкости вводят соответствующие целевые добавки, причем в той последовательности и в тех количествах, которые определяются назначением жидкости - для глушения, для нагнетательных скважин или для перфорации.
Технологическую жидкость (жидкость глушения) первой стадии растворения помещают в ствол скважины несколько ниже, против зоны и выше кровли продуктивного пласта с образованием гидравлического столба над последней. Далее ствол скважины до устья заполняют раствором, полученным на второй стадии. Величину гидравлического столба, а соответственно и объем жидкости глушения, полученной на первой стадии растворения, помещаемой в ствол скважины над кровлей продуктивного столба, принимают в зависимости от вида технологической операции, проводимой в стволе скважины. Как явствует из описания, таковыми технологическими операциями могут быть глушение скважины, подавление нефтегазопроявления, перфорация или извлечение внутрискважинного оборудования для ремонта или замены и пр.
Для лучшего понимания изобретение может быть проиллюстрировано следующими примерами его конкретного осуществления.
Практическое осуществление заявляемого технического решения проводили на разрабатываемых месторождениях Уренгойской нефтегазоносной провинции.
Пример 1.*
Технические данные по скважине: Диаметр эксплуатационной колонны - 112 мм, текущий забой - 1877 м, объем эксплуатационной колонны - 28 м3, пластовое давление - 197 атм., плотность пластовой жидкости - 1,09 т/ м3, объем добычи жидкости 69 м3/сутки (21 м3 нефти и 48 м3 воды).
В растворную емкость помещают 19,38 т карналлита обогащенного (ТУ 1714-069-05778557-93, помол №1) и заливают 17 т воды с установок подготовки нефти с температурой +43°С. Растворение ведут при перемешивании до снижения температуры раствора до +33°С (48 мин) и отстаивают в течение 25 мин. Затем из растворной емкости закачивают в скважину 16,5 м3 раствора с плотностью 1,23 т/ м3 с добавкой 0,05 мас. % нитрилдиметилфосфоновой кислоты. Далее в растворную емкость помещают 12 т воды с установок подготовки нефти с температурой +43°С. Растворение ведут при перемешивании до снижения температуры раствора до +31°С (1 ч. 10 мин) и отстаивают в течение 25 мин. Затем из растворной емкости закачивают в скважину раствор, полученный на второй стадии приготовления (11,5 м3, плотность 1,07 т/ м3) с добавкой 0,01 мас. % нитрилдиметилфосфоновой кислоты. При этом скважина заполняется до устья. После заглушения осуществляют технологическую операцию замены глубинного насоса и возвращают скважину в рабочее состояние (на нефтегазодобычу). Объем добычи жидкости после глушения - 76 м3 (29 м3 нефти и 47 м3 воды).
Примеры 2-7.*
Процесс глушения осуществляли, как в Примере 1, за исключением изменения типа используемой солевой системы, вида воды и параметров глушения. Указанные примеры и параметры приведены в Таблице 1.
В Таблице 2 приведены результаты применения заявляемого способа глушения скважин.
Пример 8.*
Использование заявляемого способа в работе нагнетательных скважин.
Технические данные по нагнетательной скважине: Диаметр колонны - 127 мм, текущий забой - 1577 м, объем эксплуатационной колонны - 23 м3, пластовое давление - 183 атм., плотность пластовой жидкости - 1,07 т/ м3, объем закачиваемой жидкости (приемистость) 103 м3/сутки (27 м3 нефти и 51 м3 воды).
Готовят раствор технологический на основе молотого сильвинита и сеноманской воды в две стадии. На первой стадии 17,5 т сильвинита молотого подвергают растворению в 11 т сеноманской воды с температурой +43°С в течение 50 мин. Раствор отстаивают в течение 20 мин и далее нагнетают полученную технологическую жидкость (плотность 1,18 т/ м3) в скважину. Затем к нерастворившейся соли добавляют 12 т сеноманской воды с температурой +43°С, растворяют соль, отстаивают в течение 25 мин и закачивают раствор (плотность 1,08 т/ м3) в скважину. Приемистость скважины возрастает до 127 м3/сутки.
* Примечание:
Во всех случаях приготовления технологических жидкостей в них вводили целевые добавки, такие как, например, ингибитор набухания глинистой составляющей продуктивного пласта, например, нитрилдиметилфосфоновая кислота, ингибитор осадкообразования, например, НТФ (нитрилотриметилфосфоновая кислота) или СНПХ-5301М (продукт взаимодействия оксиэтилидендифосфоновой кислоты с водным раствором аммиака и высококипящими фракциями продукта перегонки нефти), ПАВ, например, хлорид алкилтриметиламмония ("ДОН-96" по ТУ №2482-010-047695-97), ИВВ-1 и др. в необходимом и достаточном количестве в зависимости от массы растворенных минеральных солей.
Как видно из описания и примеров конкретного осуществления, изобретение обеспечивает снижение энергозатрат и повышение эффективности глушения скважин водными растворами минеральных солей как основными средствами воздействия на пласт при сохранении сохранении коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающей скважины.
Источники информации
1. Зарипов С.З. и др. Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте. М.: Недра, 1981, с.45.
2. Патент РФ 2096591, Е 21 В 43/02. опубл. 1998 г.
3. Патент РФ 2169831, Е 21 В 43/02, опубл. 2001 г.
4. Патент РФ 2212527, Е 21 В 43/12, опубл. 2003 г.
| Таблица 1 | |||||||||
| №№ пп | Вид солевой системы | Кол-во (т) | вода (м3) | Плотность раствора по стадиям | Отстаивание (мин) | Вид воды | |||
| 1-я стад | 2-я стад | 1-я ρ (т/ м3) | 2-я ρ (т/ м3) | 1-я стад | 2-я стад | Т=+40-45°С | |||
| 2 | Карналлитовая руда | 17,2 | 12,0 | 15,5 | 1,21 | 1,05 | 20 | 20 | подготовка нефти, |
| 3 | Сильвинит молотый | 18,9 | 11,5 | 14,0 | 1,23 | 1,06 | 20 | 25 | подготовка нефти, |
| 4 | Руда сильвинитов | 17,4 | 15,0 | 14,0 | 1,23 | 1,05 | 20 | 20 | сеноманская |
| 5 | Флюс хлоркалиев | 12,5 | 11,5 | 16,0 | 1,31 | 1,10 | 25 | 25 | сеноманская |
| 6 | Карналлитовая руда | 17,8 | 26,0 | - | 1,12 | - | 25 | - | Подготовка нефти, +43°С |
| 7 | Руда сильвинитов | 18,2 | 15,0 | 12 | 1,10 | 1,10 | 25 | 25 | Сеноманская +20°С |
| Таблица 2 | |||||||||
| Пример | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| Дебит до глушения (м3/сут.) | 69 | 57 | 63 | 74 | 54 | 73 | 51 | ||
| Дебит после глушения (м3/сут.) | 76 | 61 | 63,5 | 77 | 59 | 67 | 49 | ||
| Период релаксации | 8 сут. | 9 сут. | 11 сут. | 7 сут. | 8 сут. | 75 сут. | 90 сут. |
1. Способ глушения скважин, включающий помещение в ствол скважины жидкости глушения в виде водного раствора минеральных солей - двойных или тройных солевых систем хлорида калия с хлоридами натрия и/или магния с целевой добавкой, приготовление которого осуществляют растворением указанных солей в воде и отстаиванием, отличающийся тем, что используют воду с установок подготовки нефти или сеноманскую воду с температурой не ниже +40С°, указанный раствор готовят в две стадии: на первой стадии осуществляют растворение до снижения температуры раствора не ниже +30°С, отстаивание раствора осуществляют в течение 20-30 мин, закачивают полученный на первой стадии раствор плотностью 1,20-1,30 т/м3 в скважину в количестве, необходимом и достаточном для образования гидравлического столба в стволе скважины над кровлей продуктивного пласта, на второй стадии осуществляют растворение отстоенного осадка, отстаивание и полученный на второй стадии раствор плотностью 1,05-1,20 т/м3 закачивают в скважину, заполняя по остальной высоте ствола скважину до устья.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве двойных или тройных солевых систем используют карналлит обогащенный, руду карналлитовую, сильвинит молотый, руду сильвинитовую, флюс хлоркалиевый.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют сеноманскую воду, откачанную из скважины с температурой не ниже +40°С.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют в качестве целевой добавки ингибитор набухания глинистой составляющей нефтегазоносного слоя - нитрилдиметилфосфоновую кислоту в количестве 0,01-0,05% от массы растворенных солей.
findpatent.ru
