Жидкость глушения скважин

Жидкость глушения нефтяных скважин на основе отходов агрегата аммиака

Авторы: С.В. Афанасьев (Тольяттинский государственный университет), В.А. Волков (ООО «Дельта-пром инновации»).

Опубликовано в журнале Химическая техника №9/2016

Призабойная зона добывающих и нагнетательных скважин является важнейшей областью пласта, от состояния которой во многом зависят условия фильтрации и притока пластовой жидкости к забою скважины, потенциал отдельно взятой скважины и, в конечном счете, коэффициент извлечения нефти из месторождения. Основное негативное влияние на призабойную зону продуктивного пласта оказывают технологические операции, проводимые в скважинах, и жидкости, которые при этом применяются.

Глушение является наиболее массовым видом воздействия на скважины и представляет собой комплекс мероприятий по выбору, приготовлению и закачиванию в скважину специальных жидкостей глушения (ЖГ), обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение профилактических работ. В ходе геолого-промысловых работ каждая скважина подвергается глушению не реже одного раза в год из-за необходимости проведения подземных ремонтов, смены насосного оборудования, промывки забоя от загрязнений и т.д. [1].

Основной задачей операции глушения продуктивных пластов является обеспечение безопасных условий работы буровых и ремонтных бригад в стволе скважины путем предотвращения выброса нефти или газа из пласта. Решение данной задачи возможно при условии применения специальных механических отсекателей пластов, противовыбросового оборудования либо с помощью различных составов глушения пластов, создающих на забое скважин давление выше пластового. Обычно для этих целей применяют водные составы с добавками загустителей или минеральных солей.

Одним из важнейших этапов ремонта скважин является предупреждение перелива скважинной жидкости на устье. Для этих целей применяется глушение скважины жидкостью необходимой плотности. ЖГ должна отвечать следующим требованиям:

оказывать минимальное воздействие на загрязнение окружающей среды [2, 3];
обладать плотностью, достаточной для обеспечения необходимого противодавления на пласт;
максимально сохранять коллекторские свойства продуктивного пласта;
быть технологичной в приготовлении и использовании;
не оказывать коррозионно-агрессивного воздействия на обсадные трубы и технологическое оборудование;
быть совместимой с другими технологическими жидкостями, используемыми при ремонте скважин;
сохранять термостабильность в конкретных условиях применения;
иметь регулируемые технологические свойства в широких пределах горно-геологических условий эксплуатации скважин;
соответствовать современным требованиям к охране труда рабочего персонала, а также взрывои пожаробезопасности [4].

Плотность ЖГ является главным фактором, который определяет давление на забое скважин pзаб. В общем случае забойное давление pзаб = HсρЖГgcosα, где Hс – длина ствола скважины;ρЖГ – плотность жидкости глушения; g – ускорение свободного падения; α – угол отклонения ствола скважины от вертикали.

В настоящее время в процессах добычи нефти и газа в качестве ЖГ рекомендованы солевые составы без твердой фазы (не содержащие частицы размером более 2 мкм) на основе поташа, хлорида калия, так как они не только сохраняют, но и увеличивают естественную проницаемость кернового материала для добываемых углеводородов.

По нашему мнению, в качестве ЖГ могут быть также использованы некоторые крупнотоннажные отходы химических производств. Одним из них является отработанный раствор «Бенфилд», используемый на узле очистки диоксида углерода на агрегатах аммиака. Он содержит карбонат калия и характеризуется следующими свойствами:

Плотность, г/см3	1,271
рН	10,53
Содержание хлоридов, мг/л	46,0
К2СО3, %	15,6
КНСО3, %	13,7
К2СО3 общ., %	25,1
Механические примеси, г/л	0,100

Раствор на основе карбоната калия обладает эффектом повышения естественной проницаемости пород – до 120%. Проведенные во «ВНИИКРнефть» исследования на искусственных кернах (спрессованная смесь песка, 0,5% глины, 3% мела) показали, что значения коэффициента восстановления проницаемости для нефти у растворов KCl, Na2SO4, Na2CO3, NaHCO3 составляют 95–100%, для CaBr2 – 85%, в то время как для K2CO3 – 115–120%.

Это объясняется высокой активностью ионов калия и относительно небольшим (например, по сравнению с ионом хлора у KCl) гидратным числом у ионов СО3 2–.

В связи с этим при ионообмене с глинистыми минералами K2CO3 образует более тонкие, чем KCl, гидратные оболочки на глинистых частицах, в результате чего обеспечивается повышение пористости и соответственно проницаемости заглинизированных песчаников.

Таким образом, из названных реагентов только раствор K2CO3 является способным не только восстанавливать, но и улучшать проницаемость глинистого песчаника-коллектора.

Нами разработан способ использования отработанного раствора «Бенфилд» от агрегатов аммиака фирмы «Кемико» в составе жидкости глушения «Дельта» (ЖГ «Дельта») [5] в процессах добычи нефти и газа. С целью определения влияния на проницаемость призабойных пластов проведен комплекс лабораторных и опытно-промысловых исследований. Подбор оптимального состава

ЖГ производился с учетом требуемых технологических параметров, включающих температуру окружающей среды и геолого-технические характеристики ремонтируемых скважин.

Разработанный концентрат марки ЖГ «Дельта» соответствует следующим показателям:

Результаты анализа

Плотность, кг/м3	1,260…1,310
рН	8,5…10,5
Содержание хлоридов, мг/л	46,0
Содержание хлоридов, мг/л	38…40
«МЛ-Супер», %	До 0,5

Данный реагент является композицией и предназначен для обеспечения безопасных условий работы буровых и ремонтных бригад в стволе скважины – для предотвращения выброса нефти или газа из пласта. Он представляет смесь отработанного раствора «Бенфилд» и гидрофобизирующих ПАВ. В качестве гидрофобизатора предложен многофункциональный реагент «МЛ- СУПЕР» ТУ 2383-002-51881692–2000, разработанный ООО «Дельта-пром инновации», позволяющий снижать межфазное натяжение на границе с нефтями и предотвращать образование эмульсий.

Указанный солевой состав не содержит частиц твердой фазы размером более 2 мкм и не оказывает отрицательного влияния на проницаемость терригенных коллекторов. Напротив, он способствует увеличению естественной проницаемости кернового материала. Общее содержание механических примесей не превышает в нем 100 мг/л. Реагент проявляет одновременно и свойства ингибитора коррозии – способен связывать Н2S благодаря присутствию в его составе K2CO3. Возможна его регенерация для многократного повторного использования.

Приготовление концентрата ЖГ с добавкой взаиморастворимых компонентов проводится путем интенсивного их перемешивания. Высокие качественные показатели достигаются в случае ее приготовления в стационарных условиях с применением установок, работающих на принципах вибрационно-магнитной активации. Концентрат ЖГ «Дельта» можно готовить заранее на централизованном узле по приготовлению технологических жидкостей (так как раствор устойчив при длительном хранении), или непосредственно перед закачкой в скважину на кустовой площадке.

В результате исследований ЖГ «Дельта» на основе отработанного раствора «Бенфилд» установлено, что широкое внедрение созданной композиции позволит:

снизить межфазное натяжение на границе углеводород – вода;
подавить процессы глинонабухания;
сохранить коллекторские характеристики пласта;
уменьшить затраты, связанные с освоением и выходом на режим скважин в послеремонтный период;
повысить дебит по нефти и коэффициент продуктивности скважин за счет разрушения водонефтяных эмульсий и улучшения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта;
свести к минимуму коррозионное разрушение нефтепромыслового оборудования за счет ингибирующих свойств.

На основе проведенных исследований составлены и введены в действие технические условия (ТУ 2458-01167048683–2015) на концентрат ЖГ «Дельта» с целью его применения в процессах нефтегазодобычи [5].

Таким образом, разработан эффективный и экономически целесообразный способ утилизации раствора «Бенфилд» от агрегата аммиака фирмы «Кемико». Тем самым предложено инновационное решение экологической проблемы, заключающееся в использовании в составе ЖГ промышленного отхода третьей группы опасности. Проведены опытно-промышленные испытания разработанной ЖГ «Дельта» в объеме 250 м3, подтвердившие результаты лабораторных тестов.

Список литературы

Гладков П.Д., Рогачев М.К. Выбор технологической жидкости для глушения скважин перед подземным ремонтом на приобском нефтяном месторождении//Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2012. №2; http://www.ogbus.ru
Афанасьев С.В., Трифонов К.И. Физико-химические процессы в техносфере. Самара: Сам. науч. центр. РАН, 2014.
Трифонов К.И., Афанасьев С.В., Катышев С.Ф. Естественные и техногенные источники загрязнения биосферы. Учебник. Самара: Сам. науч. центр РАН, 2014.
Афанасьев С.В. Пожарная безопасность технологических процессов. Учеб. пособ. для вузов. Самара: Сам. науч. центр РАН, 2015.
Волков В.А., Афанасьев С.В., Турапин А.Н., Прохоров П.Э. Опыт утилизации крупнотоннажного отхода с агрегатов аммиака//Сборник докл. конф. «Проблемы экологии г. Тольятти и пути их решения»/Под ред. д.т.н. Афанасьева С.В. Тольятти: ТГУ, 2015.

chemtech.ru

Технологические жидкости для глушения скважин

ИА Neftegaz.RU. Задачей операции глушения скважин является обеспечение безопасных условий работы буровых и ремонтных бригад в стволе скважины путем предотвращения выброса нефти или газа из пласта.

Решение данной задачи возможно с помощью различных составов глушения пластов, создающих на забое скважин давление выше пластового.

Обычно для этих целей применяются водные составы с добавками загустителей или минеральных солей.

Возможно также применения специальных механических отсекателей пластов или противовыбросового оборудования ли

При подготовке скважины к проведению вторичного вскрытия, обработке призабойной зоны или ремонтным работам весь ствол заполняется жидкостью глушения.

Технология работ по замене жидкости в стволе скважины заключается в проведении операции промывки ствола с допуском НКТ до забоя или последовательной замене скважинной жидкости на участке устье-насос на жидкость глушения с обеспечением заполнения всего ствола скважины.

Один из основных параметров жидкости глушения - это ее плотность.

Плотность жидкости глушения определяет величину давления на забое скважин.

Основные цели и задачи операций глушения продуктивных пластов:

Жидкость глушения должна обеспечивать создание на забое давления, превышающего пластовое.
Жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами. Содержание взвешенных частиц не должно превышать 30 мг/л.
Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.
Жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения - пластовый флюид».
Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий 1^го и 2^го рода.
Реологические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом.
Жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на Скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,12 мм/год
Жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях.
Жидкость глушения должна быть не горючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.

При этом технологии приготовления жидкости глушения и их применения в скважинах должны обеспечивать простоту приготовления и регулирования свойствами жидкости глушения без создания в скважинах аварийных ситуаций и осложнений.

Технологии глушения скважин не должны затруднять последующее освоение и вывод скважин на запланированный режим работы.

Факторы, ухудшающие свойства ПЗС при проникновении в нее жидкостей глушения:

набухание глинистых минералов, содержащихся в породе коллекторов;
блокирующее действие воды, обусловленное капиллярными и поверхностными явлениями, происходящими в поровом пространстве в результате взаимного вытеснения несмешивающихся жидкостей;
образование в пласте стойких водонефтяных эмульсий;
образование в поровом пространстве нерастворимых осадков в результате взаимодействия жидкости глушения и пластовых флюидов;
закупоривание пор твердыми частицами, проникающими в пласт вместе в фильтратом (жидкой фазой).

Все жидкости глушения условно делят на 2 группы:

- на водной основе, в тч пены, пресные и пластовые воды; растворы минеральных солей; глинистые растворы; гидрогели; прямые эмульсии.

- на углеводородной основе, в тч товарная или загущенная нефть; обратные эмульсии с содержанием водной фазы до 70%.

В группе жидкостей глушения на водной основе ведущая роль принадлежит водным растворам минеральных солей или чистым рассолам, не содержащим твердой фазы.

Осложняющие факторы при глушении скважин минеральными солями:

Взаимодействие воды и растворов солей с глинистыми минералами
Образование малорастворимых солей
Образование эмульсий
Образование водной блокады

Добавки к водным растворам глушения, позволяющие снизить негативное влияния водных растворов жидкостей глушения на ФЕС пласта

-Ингибиторы солеотложений;

-Ингибиторы коррозии;

-Гидрофобизаторы и ингибиторы набухания глин;

-Деэмульгаторы.

-Ингибиторы солеотложений

Для предотвращения проникновения жидкостей глушения на основе солей в пласт используются различные загущенные жидкости глушения, которые обладают повышенной вязкостью и имеют низкий коэффициент фильтрации в пласт. Применение загущенных жидкостей глушения связано с пониженным пластовым давлением, когда пластовое давление ниже гидростатического.

Загущенные жидкости глушения на углеводородной основе.

Для максимального сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов в процессе проведения ремонтных работ в скважинах в качестве жидкости глушения рекомендуются растворы на углеводородной основе.

Использование таких систем сохраняет естественную водонасыщенность пор .

Исключаются набухание глинистых минералов пласта; блокирующее действие воды, обусловленное капиллярными явлениями; образование нерастворимых осадков при контакте с минерализованными водами; коррозия оборудования, проявления сероводорода на устье скважин.

Недостатком жидкостей глушения на углеводородной основе является их пожароопастность.

Загущенные жидкости на углеводородной основе можно разделить на обратные эмульси и загущенная нефть.

Вследствие широты диапазона регулируемых свойств и сравнительно низкой стоимости наибольшее распространение нашли обратные эмульсии.

Обратные эмульсии для глушения скважин

В настоящее время эмульсионные составы широко используются в различных процессах нефтедобычи: в процессах первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, при глушении скважин, при обработках призабойной зоны пласта и в процессах повышения нефтеотдачи. При этом в каждом конкретном случае используются определенные типы эмульсий и специально подобранные с учетом необходимых физико-химических свойств эмульсионные составы.

Загущенная нефть

Использование загущенной нефти позволяет снизить негативное влияние жидкости глушения на ПЗП и получать жидкости глушения плотность меньше 1 г/см3. Однако при данных преимуществах загущенная нефть имеет ряд существенных недостатков, в тч высокая стоимость жидкости глушения; высокая пожароопастность; сложное регулирование реологических свойств.

Технология глушения скважин

Для определения технологии глушения необходимо принять ряд решений.

состав основной жидкости глушения и добавки;

необходимость применения блокирующей жидкости.

Количество циклов глушения определяется глубиной спуска внутрискважинного оборудования.

По умолчанию, процесс закачки жидкости глушения должен производиться в трубное пространство скважины (прямой способ).

Когда сбить клапан насоса не удается, глушение производят через затрубное пространство (обратный способ).

В случае высокого пластового давления, когда давление значительно превышает гидростатическое скорость закачки должна быть максимальной, превышающей производительность скважины при условии, что давление при этом не превышает предельно допустимого (по условиям давления опрессовки колонны или кабельного ввода).

В случае нормального и низкого пластового давления, давление примерно равно или ниже гидростатического с целью минимизации забойного давления, снижения объемов поглощения скважинной жидкости пластом, скорость закачки жидкости глушения не должна превышать 10 м3/час.

Перед составлением плана работ следует определиться, каким образом первая пачка жидкости глушения поступит к забою скважин. В составе первой пачки обычно участвует блокирующий состав.

Для месторождений с низкой проницаемостью продуктивного пласта или высокой глинистостью породы рекомендуется способ осаждения.

Для определения необходимого объема жидкости глушения необходимо рассчитать внутренний объем скважины с учетом толщины стенки труб, объема спущенных НКТ, и глубину спуска ГНО.

Объем первого цикла глушения рассчитывается из условия, что он должен быть не менее внутреннего объема эксплуатационной колонны в интервале от глубины спуска ГНО (башмак НКТ) до искусственного забоя.

Объем второго цикла рассчитывается из условия, что он должен быть не менее внутреннего объема эксплуатационной колонны за вычетом объема НКТ в интервале от устья до глубины спуска ГНО (башмак НКТ). Т.е. он должен обеспечивать полную смену жидкости в ходе промывки в указанном объеме.

Возможные осложнения при глушении скважин:

Первоначально неправильный выбор плотности жидкости глушения

Перелив скважины в результате роста забойного давления

На скважинах с низкопроницаемыми коллекторами выявлено, что период восстановления пластового давления длится от 15 до 20 суток, а по ряду скважин этот период достигает 30 суток.

neftegaz.ru

Технологические жидкости для глушения скважин

Обычно для этих целей применяются водные составы с добавками загустителей или минеральных солей.

Один из основных параметров жидкости глушения - это ее плотность.

Плотность жидкости глушения определяет величину давления на забое скважин.

Основные цели и задачи операций глушения продуктивных пластов:

Жидкость глушения должна обеспечивать создание на забое давления, превышающего пластовое.
Жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами. Содержание взвешенных частиц не должно превышать 30 мг/л.
Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.
Жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения - пластовый флюид».
Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий 1^го и 2^го рода.
Реологические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом.
Жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на Скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,12 мм/год
Жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях.
Жидкость глушения должна быть не горючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.

Факторы, ухудшающие свойства ПЗС при проникновении в нее жидкостей глушения:

набухание глинистых минералов, содержащихся в породе коллекторов;
блокирующее действие воды, обусловленное капиллярными и поверхностными явлениями, происходящими в поровом пространстве в результате взаимного вытеснения несмешивающихся жидкостей;
образование в пласте стойких водонефтяных эмульсий;
образование в поровом пространстве нерастворимых осадков в результате взаимодействия жидкости глушения и пластовых флюидов;
закупоривание пор твердыми частицами, проникающими в пласт вместе в фильтратом (жидкой фазой).

Все жидкости глушения условно делят на 2 группы:

Осложняющие факторы при глушении скважин минеральными солями:

Взаимодействие воды и растворов солей с глинистыми минералами
Образование малорастворимых солей
Образование эмульсий
Образование водной блокады

-Ингибиторы солеотложений;

-Ингибиторы коррозии;

-Гидрофобизаторы и ингибиторы набухания глин;

-Деэмульгаторы.

-Ингибиторы солеотложений

Загущенные жидкости глушения на углеводородной основе.

Использование таких систем сохраняет естественную водонасыщенность пор .

Недостатком жидкостей глушения на углеводородной основе является их пожароопастность.

Загущенные жидкости на углеводородной основе можно разделить на обратные эмульси и загущенная нефть.

Обратные эмульсии для глушения скважин

Загущенная нефть

Технология глушения скважин

Для определения технологии глушения необходимо принять ряд решений.

состав основной жидкости глушения и добавки;

необходимость применения блокирующей жидкости.

Количество циклов глушения определяется глубиной спуска внутрискважинного оборудования.

Когда сбить клапан насоса не удается, глушение производят через затрубное пространство (обратный способ).

Возможные осложнения при глушении скважин:

Первоначально неправильный выбор плотности жидкости глушения

Перелив скважины в результате роста забойного давления

neftegaz.ru

Технологические жидкости для глушения скважин

Обычно для этих целей применяются водные составы с добавками загустителей или минеральных солей.

Один из основных параметров жидкости глушения - это ее плотность.

Плотность жидкости глушения определяет величину давления на забое скважин.

Основные цели и задачи операций глушения продуктивных пластов:

Жидкость глушения должна обеспечивать создание на забое давления, превышающего пластовое.
Жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами. Содержание взвешенных частиц не должно превышать 30 мг/л.
Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.
Жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения - пластовый флюид».
Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий 1^го и 2^го рода.
Реологические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом.
Жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на Скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,12 мм/год
Жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях.
Жидкость глушения должна быть не горючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.

Факторы, ухудшающие свойства ПЗС при проникновении в нее жидкостей глушения:

набухание глинистых минералов, содержащихся в породе коллекторов;
блокирующее действие воды, обусловленное капиллярными и поверхностными явлениями, происходящими в поровом пространстве в результате взаимного вытеснения несмешивающихся жидкостей;
образование в пласте стойких водонефтяных эмульсий;
образование в поровом пространстве нерастворимых осадков в результате взаимодействия жидкости глушения и пластовых флюидов;
закупоривание пор твердыми частицами, проникающими в пласт вместе в фильтратом (жидкой фазой).

Все жидкости глушения условно делят на 2 группы:

Осложняющие факторы при глушении скважин минеральными солями:

Взаимодействие воды и растворов солей с глинистыми минералами
Образование малорастворимых солей
Образование эмульсий
Образование водной блокады

-Ингибиторы солеотложений;

-Ингибиторы коррозии;

-Гидрофобизаторы и ингибиторы набухания глин;

-Деэмульгаторы.

-Ингибиторы солеотложений

Загущенные жидкости глушения на углеводородной основе.

Использование таких систем сохраняет естественную водонасыщенность пор .

Недостатком жидкостей глушения на углеводородной основе является их пожароопастность.

Загущенные жидкости на углеводородной основе можно разделить на обратные эмульси и загущенная нефть.

Обратные эмульсии для глушения скважин

Загущенная нефть

Технология глушения скважин

Для определения технологии глушения необходимо принять ряд решений.

состав основной жидкости глушения и добавки;

необходимость применения блокирующей жидкости.

Количество циклов глушения определяется глубиной спуска внутрискважинного оборудования.

Когда сбить клапан насоса не удается, глушение производят через затрубное пространство (обратный способ).

Возможные осложнения при глушении скважин:

Первоначально неправильный выбор плотности жидкости глушения

Перелив скважины в результате роста забойного давления

neftegaz.ru

Технологические жидкости для глушения скважин | Бурение

Задачей операции глушения скважин является обеспечение безопасных условий работы буровых и ремонтных бригад в стволе скважины путем предотвращения выброса нефти или газа из пласта.

Обычно для этих целей применяются водные составы с добавками загустителей или минеральных солей.

Один из основных параметров жидкости глушения - это ее плотность.

Плотность жидкости глушения определяет величину давления на забое скважин.

Основные цели и задачи операций глушения продуктивных пластов:

-Жидкость глушения должна обеспечивать создание на забое давления, превышающего пластовое.

-Жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами. Содержание взвешенных частиц не должно превышать 30 мг/л.

-Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.

-Жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения - пластовый флюид».

-Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода.

-Реологические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом.

-Жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на Скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,12 мм/год.

-Жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях.

-Жидкость глушения должна быть не горючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.

Факторы, ухудшающие свойства ПЗС при проникновении в нее жидкостей глушения:

-набухание глинистых минералов, содержащихся в породе коллекторов;

-блокирующее действие воды, обусловленное капиллярными и поверхностными явлениями, происходящими в поровом пространстве в результате взаимного вытеснения несмешивающихся жидкостей;

-образование в пласте стойких водонефтяных эмульсий;

-образование в поровом пространстве нерастворимых осадков в результате взаимодействия жидкости глушения и пластовых флюидов;

-закупоривание пор твердыми частицами, проникающими в пласт вместе в фильтратом (жидкой фазой).

Все жидкости глушения условно делят на 2 группы:

Осложняющие факторы при глушении скважин минеральными солями:

Взаимодействие воды и растворов солей с глинистыми минералами

Образование малорастворимых солей

Образование эмульсий

Образование водной блокады

-Ингибиторы солеотложений;

-Ингибиторы коррозии;

-Гидрофобизаторы и ингибиторы набухания глин;

-Деэмульгаторы.

-Ингибиторы солеотложений

Загущенные жидкости глушения на углеводородной основе.

Использование таких систем сохраняет естественную водонасыщенность пор .

Недостатком жидкостей глушения на углеводородной основе является их пожароопастность.

Загущенные жидкости на углеводородной основе можно разделить на обратные эмульси и загущенная нефть.

Обратные эмульсии для глушения скважин

Загущенная нефть

Технология глушения скважин

Для определения технологии глушения необходимо принять ряд решений.

состав основной жидкости глушения и добавки;

необходимость применения блокирующей жидкости.

Количество циклов глушения определяется глубиной спуска внутрискважинного оборудования.

Когда сбить клапан насоса не удается, глушение производят через затрубное пространство (обратный способ).

Возможные осложнения при глушении скважин:

Первоначально неправильный выбор плотности жидкости глушения

Перелив скважины в результате роста забойного давления

old.neftegaz.ru

О глушении скважин — ООО «Синергия Технологий»

Глушение скважин – технологический процесс, цель которого – прекращение добычи пластового флюида. Для этого в скважину погружают специальные жидкости глушения, которые создают необходимое противодавление на пласт.

Реагенты для глушения скважин должны отвечать требованиям:
— инертность к пластовым породам и совместимость с пластовыми флюидами,
— исключение необратимой кольматации пласта твердыми частицами,
— ингибирующее действие на глинистые частицы,
— обеспечение гидрофобизации поверхности коллектора и снижение капиллярных давлений в порах пласта,
— исключение образования стойких водонефтяных эмульсий,
— низкое коррозионное воздействие на оборудование в скважине,
— технология глушения должна обеспечивать возможность вывод скважины в рабочий режим в будущем.

Жидкости глушения условно делят на две группы:
◦ на водной основе – пены, пресные и пластовые воды, глинистые растворы и растворы минеральных солей, гидрогели и прямые эмульсии
◦ на углеводородной основе – загущенная нефть, обратные эмульсии с водной фазой до 70%

Для определения технологии глушения необходимо принять ряд решений:
◦ состав основной жидкости глушения и добавки;
◦ необходимость применения блокирующей жидкости.
◦ количество циклов глушения

Добавки к водным растворам глушения
Для снижения негативного влияния водных растворов жидкостей глушения на ФЕС пласта используют различные добавки к жидкостям глушения :
◦ Ингибиторы солеотложений;
◦ Ингибиторы коррозии;
◦ Гидрофобизаторы и ингибиторы набухания глин;
◦ Деэмульгаторы.

Выбор количества циклов глушения
Глубина спуска скважинного оборудования определяет количество циклов глушения – один или два.
В один цикл глушатся скважины при следующих условиях:
◦ насосно-компрессорное оборудование находится не выше 100 м интервала перфорации;
◦ интенсивно эксплуатируемая скважина с невысокой обводненностью и ЭЦН, установленным выше 100 м от интервала перфорации. Скважина должна обладать высокой приемистостью и возможностью продавки жидкости в пласт (до 5%)
◦ значительна обводненность флюидов при условии оставления скважины на отстой для оседания жидкости глушения. При этом жидкость глушения должна обладать завышенной плотностью.

В два цикла глушат скважины с насосным оборудованием, расположенным выше 100 м над интервалом перфорации, когда закачка жидкости глушения на поглощение невозможна.

Направление глушения — прямой и обратный способы
Наиболее часто для глушения скважин применяют прямой способ – закачка жидкости глушения в трубное пространство. Это наиболее быстрый метод. При прямом способе развивается наименьшее давление, нет противодвижения закачиваемой жидкости глушения и всплывающей скважинной жидкости.

В отдельных случаях глушение производится обратным способом – через закачивание жидкости глушения в затрубное пространство. Например, при органических отложениях в колонном пространстве во избежание закупорки насосного оборудования.

Правильный выбор реагентов и способов глушения, расчет пластового давления, позволяет эффективно произвести консервацию скважины и обеспечивает возможность ее последующей разработки.

ООО «Синергия Технологий» производит реагенты для глушения скважин:
• Блокирующий состав на углеводородной основе «Унисолт»
• Полимерный блокирующий состав «Флок-СТ» марка А
• Эмульсионный блокирующий состав «Эксимол»
• Солевой состав «Титан»
• Гидрофобизатор «Гидросил»

synergytechnology.ru

способ глушения скважины и блокирующая жидкость для глушения скважины - патент РФ 2104392

Использование: изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к глушению скважин при проведении подземных и капитальных ремонтов в аномальных условиях: высокой проницаемости пласта в эксплуатируемом продуктивном пласте, сверхпоглощенной скважинной жидкости, высокого газового фактора как нагнетательных, так и добывающих скважин. В основу изобретения положена задача создать высокоэффективный способ глушения скважины и блокирующую жидкость для глушения скважины, эксплуатирующей пласты, характеризующиеся аномальным поглощением, высокой прискважинной зоны и газовым фактором. Поставленная задача решается тем, что в способе глушения скважины, включающем блокирование интервала перфорации путем замены скважинной жидкости блокирующей жидкостью и задавочной жидкостью плотностью, меньшей плотности блокирующей жидкости, часть блокирующей жидкости задавливает в прискваженную зону пласта, а объем блокирующей жидкости определяют исходя из коэффициента продуктивности скважины. Блокирующая жидкость для глушения скважины, включающая водорастворимую соль кальция, свободный аммиак, отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов, дополнительно содержит древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас.%: водорастворимая соль кальция 12,4 - 43,5; свободный аммиак 0,1 - 2,0; отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов 5,0 - 25,0; древесная мука 4,0 - 12,0; вода - остальное. 2 с.п. ф-лы, 3 табл. Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к глушению скважин при проведении подземных и капитальных ремонтов в аномальных условиях: высокой проницаемости пласта в эксплуатируемом продуктивном пласте, сверхпоглощенной скважинной жидкости, высокого газового фактора как нагнетательных, так и добывающих скважин. Известен способ глушения скважины закачкой блокирующей жидкости - мицеллярного раствора и водного раствора неорганических солей. Недостатками указанного способа является использование мицеллярного раствора, неустойчивого при контакте с минерализованными водами, необходимость привлечения специальной техники и точности в соблюдении рецептуры, а также дороговизна используемого в составе поверхностно-активного вещества. Эта совокупность недостатков делает применение способа технологически и экономически неэффективным. Известен способ глушения скважины, включающей замену скважинной жидкости последовательной закачкой обратной эмульсии и задавочной жидкости плотностью не выше плотности обратной эмульсии [2]. Недостатками известного способа является ограниченная область применения используемой обратной эмульсии, обусловленная возможным ее разрушением в условиях низкообводненных скважин при контакте с нефтью и кольматацией продуктивного интервала пласта. Известна жидкость для глушения скважин, включающая моносульфитный черный щелок 80-94 мас.% и хлориды одно- и двухвалентных металлов 6 - 20 мас.% [3]. Данной жидкости свойственны ряд недостатков. Она недостаточно эффективна вследствие недостаточной плотности и невозможности применения в пластах, характеризующихся аномально высокими пластовыми давлениями и поглощениями. Кроме того, содержание моносульфитного щелока в указанных пределах приводит к повышению вязкости состава, что усложняет использование жидкости, особенно в условиях низких температур. Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к заявляемому способу является способ глушения скважины, включающий блокировку интервала перфорации нефильтрующейся высоковязкой инвертной дисперсией и последующим заполнением скважины водным раствором неорганических солей меньшей плотности [4]. Недостатком известного способа является необходимость освоения скважин с применением минеральных кислот и органических растворителей для разрушения остатков дисперсий, что усложняет проведение операции по пуску и освоению скважин. Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к заявляемой блокирующей жидкости является состав для приготовления технологических жидкостей, включающий водорастворимую соль кальция, свободный аммиак, технический лигносульфонат или нейтрально-сульфитный щелок и воду [5]. Данному составу присущ следующий недостаток - низкая эффективность глушения скважин, эксплуатирующих пласты, характеризующиеся аномальными условиями: высокой проницаемостью прискважинной зоны, сверхпоглощением и высоким газовым фактором, в которых за счет невысокой вязкости состава и ухода его в пласт не приходит блокирование поглощающего интервала перфорации. В основу изобретения положена задача создать высокоэффективный способ глушения скважины и блокирующую жидкость для глушения скважины, эксплуатирующей пласты, характеризующиеся аномальным поглощением, высокой проницаемостью прискважинной зоны и газовым фактором. Поставленная задача решается тем, что в способе глушения скважины, включающем блокирование интервала перфорации путем замены скважинной жидкости блокирующей жидкостью и расположенной на ней задавочной жидкостью плотностью, меньшей плотности блокирующей жидкости, часть блокирующей жидкости задавливают в прискважинную зону пласта, а объем блокирующей жидкости определяют исходя из коэффициента продуктивности скважины. Блокирующая жидкость для глушения скважины, включающая соль кальция, свободный аммиак, отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов, дополнительно содержит древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Водорастворимая соль кальция - 12,4 - 43,5
Свободный аммиак - 0,1 - 2,0
Отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов - 5,0-25,0
Древесная мука - 4,0 - 12,0
Вода - Остальное
Заявленная совокупность качественных и количественных существенных признаков позволяет достичь необходимые значения технологических параметров состава, таких как плотность блокирующего раствора, температура застывания, а также достаточный блокирующий эффект в интервале перфорации. Состав обеспечивает начальную фильтрацию жидкости через пористую среду с постепенным ее полным затуханием, т.е. блокированием перфорированного интервала поглощающего пласта. Блокирование происходит вследствие способности состава, включающего дисперсную фазу (древесную муку), при фильтрации через пористую среду закупоривать поры прискважинной зоны пласта, благодаря силам физического воздействия частиц древесной муки и механического удерживания их в узостях пор, а полнота снижения скорости фильтрации вплоть до ее прекращения обеспечивается вплоть до ее прекращения обеспечивается комплексом свойств коллоидно-дисперсных частиц, содержащихся в одном из компонентов состава - отхода целлюлозно-бумажной промышленности. В качестве водорастворимой соли кальция используют нитрат кальция по ТУ 6-09-1013-76, хлорид кальция по ГОСТ 450-77, ТУ 6-18-173-77, бромид кальция (Справочник химика, т.11, с. 91, 1971, Химия, Ленинградское отделение). В качестве свободного аммиака используют аммиак по ГОСТ 3760-79. При приготовлении блокирующей жидкости вместо водорастворимой соли кальция и свободного аммиака возможно использовать, например, побочный продукт производства аммония-аммонизированный раствор нитрата кальция (АРНК), который содержит в своем составе нитрат и свободный аммиак (ТУ 113-03-22-01-87), мас.%:
Нитрат кальция - 35-53
Нитрат аммония - 2-8
Свободный аммиак - 2
Вода - Остальное
В качестве отхода производства целлюлозно-бумажной промышленности используют лигносульфонаты по ТУ 13-028-1036-029-94, получающиеся при сульфитной варке целлюлозы. Древесная мука представляет собой продукт сухого механического измельчения древесины любой породы и различной степени помола, выпускаемой предприятиями лесоперерабатывающей промышленности в соответствии с техническими требованиями ГОСТ 16361-87. Предлагаемая блокирующая жидкость стабильна во времени, седиментационно устойчива, обладает низкой температурой застывания, низкой проникающей способностью в пласт, технологична, проста в приготовлении и использовании. Блокирующую жидкость можно готовить непосредственно на месте производства работ или в заводских условиях без добавления древесной муки с последующей транспортировкой к месту назначения, а древесную муку добавлять перед использованием блокирующей жидкости. Глушение скважины производят следующим образом. Исходя из геолого-промысловых условий и технологического состояния скважины, способа ее эксплуатации - фонтанный или механизированный, глушение проводят двумя способами: прямой задавкой части блокирующей жидкости в прискважинную зону пласта при помощи задавочной жидкости, размещенной над блокирующей жидкостью, с задавливанием в пласт скважинной жидкости или циркуляцией с заменой скважинной жидкости на блокирующую в расположенной над ней задавочной жидкостями и доводкой их до поглощающего интервала пласта за счет естественного оседания из-за разности плотностей блокирующей, задавочной и скважинной жидкостей с последующей задавкой блокирующей жидкости. Необходимый объем блокирующей жидкости исходя из коэффициента продуктивности (приемистости) скважины, рассчитанной по формуле

где Q - приемистость скважины, определяемая к началу процесса глушения,, м³/сут.;
p - разница между давлениями закачки и пластовым давлением, атм. Коэффициент продуктивности является обобщенной характеристикой фильтрующей способности прискважинной зоны пласта. На основе экспериментальных данных, связанных с созданием блокирующего эффекта, выявлена зависимость объема блокирующей жидкости от коэффициента продуктивности (табл. 1). Экспериментально установлено, что для достижения блокирующего эффекта в прискважинной зоне пласта необходимо задавить в пласт 60-80% блокирующей жидкости от ее общего закачиваемого объема. Подбор плотности задавочной жидкости осуществляют с учетом оставшейся в скважине блокирующей жидкости при условии превышения созданного давления на пласт на 10-15% выше гидростатического, исходя из условий
,
и рассчитывают по формуле

где _з.ж., _бл.ж. - плотности задавочной и блокирующей жидкостей соответственно, г/см³;
P_пл - пластовое давление, атм;
H - расстояние от устья скважины до середины эксплуатационного объекта, м;
h_бл - высота части блокирующей жидкости в скважине, м, определяемая по формуле

где V_бл. - разность между объемом блокирующей жидкости, задавленной в прискважинную зону ( V^пзп_бл.^. ) и оставшимся объемом блокирующей жидкости в скважине ( V^скв_бл.^. ), м³;
F - площадь поперечного сечения эксплуатационной колонны на уровне эксплуатационного объема, м². В качестве задавочной жидкости в зависимости от расчетной ее плотности используют пресную или минерализованную воду, подтоварную воду, солевой раствор или углеводородные жидкости (в т.ч. нефть). В некоторых случаях можно в качестве задавочной жидкости использовать и блокирующую жидкость. Процесс создания блокирующего эффекта осуществляют путем контроля за расходом задавочной жидкости и показаний давления закачки. Начало резкого возрастания давления закачки является свидетельством полной блокировки поглощающего интервала перфорации, полной потери фильтрации блокирующей жидкости в прискважинную зону. При превышении давления закачки на 20-25% от начального, зафиксированного при вводе блокирующей жидкости в пласт, процесс глушения завершается. Скважина считается заглушенной и подготовленной к ремонту, если при сообщении трубного и межтрубного пространства с атмосферой не наблюдается перелива жидкости или выхода газа. При этом иногда для выравнивания гидростатического давления (в насосно-компрессорных трубах или затрубье) дается выдержка во времени. После окончания ремонтных работ проводят освоение скважины, вызывая приток жидкости из скважины и пласта путем снижения давления столба жидкости в скважине по принятой на предприятии технологии освоения скважины. Скважина сразу выходит на устойчивый режим без осложнений. Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно за счет последовательности операций и условий способа, а также улучшения комплекса коллоидно-дисперсных, структурно-реологических свойств блокирующей жидкости эффективно провести глушение скважины. Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности существенных признаков и обладающего высокими показателями при глушении с аномальными поглощениями и высокими значениями проницаемости пласта и газового фактора. Для доказательства соответствия изобретения критерию "Промышленная собственность" приводим конкретные примеры приготовления блокирующей жидкости и глушения скважины с использованием блокирующей жидкости. В ходе лабораторных испытаний определяют следующие показатели: плотность по ГОСТ 18995.1 - р. 1, условную вязкость на приборе В 3 - 246 по ГОСТ 9070-75, температуру застывания по "Методике определения температуры застывания низкозастывающий химических реагентов", НИИнефтепромхим, г. Казань, 1993 г.), водоотдачу на приборе ВМ-6, статическое напряжение сдвига (СНС) на приборе СНС-2, водородный показатель на ионометре ЭВ-76. Пример 1 (предлагаемый состав). Блокирующую жидкость готовят следующим образом. 12,5 г нитрата кальция растворяют в 61,5 г воды, добавляют 2,0 г аммиака (5,3 г 25%-ного водного раствора аммиака), выдерживают в течение 20 мин, далее вводят 20,0 г отхода производства целлюлозно-бумажной промышленности и 4,0 г древесной муки. Каждый последующий компонент добавляют после тщательного перемешивания предыдущего компонента (табл. 2, опыт 1). Аналогично готовят и другие составы, варьируя компоненты и их содержание (табл. 2, опыты 1-16). Пример 2 (известный состав). 25,0 г нитрата кальция растворяют при перемешивании в 58,8 г воды, затем добавляют 1,2 г аммиака (3,2 г 25%-ного водного раствора аммиака), выдерживают в течение 20 мин и вводят постепенно при перемешивании 15,0 г отхода производства целлюлозно-бумажной промышленности. По окончании смешивания состав выдерживают 1 ч (табл. 2, опыт 17). Как видно из данных табл.2, предлагаемая блокирующая жидкость обладает более высокими показателями плотности, условной вязкости, СНС, более низкими показателями температуры застывания и водоотдачи. Блокирующая жидкость становится менее фильтруемой в призабойную зону, а поскольку предлагаемая блокирующая жидкость нейтральна по pH, то не оказывает вредного влияния на нефтепромысловое оборудование. Пример 3. Пример конкретной реализации способа глушения добывающей скважины. Способ глушения осуществляют на добывающей скважине N 490 Федоровского месторождения при проведении подземного ремонта скважин. Скважина эксплуатирует пласт БС¹₁₀. Интервал перфорации 2302 - 2308,4 м. Толщина продуктивного пласта 6,4 м. Пластовое давление 245 атм, газовый фактор - 108 м³/т. Дебит скважины 130 т/сут., обводненность 92%. Поглощение пласта и высокий газовый фактор не позволили заглушить скважину солевым раствором плотностью 1,22 в объеме 70 м³. Согласно предлагаемому способу рассчитывают коэффициент продуктивности скважины по формуле 1, который равен 31,6 м³/сут. атм. и по табл. 1 определяют объем блокирующей жидкости, составляющий 6 м³. В прискважинную зону задавливают 3,6 м³ блокирующей жидкости (состав N 8 по табл. 2), что составляет 60% общего объема. Оставшаяся часть блокирующей жидкости в количестве 2,4 м³ размещается в скважине с перекрыванием интервала перфорации. Блокирующую жидкость закачивают в затрубное пространство при закрытой устьевой задвижке насосным агрегатом ЦА-320 и последующей продавкой в пласт точным объемом задавочной жидкости - солевым раствором в количестве 22 м³ с рассчитанной плотностью 1160 кг/м³ при давлении 15 атм. Скважина заглушена. Никаких осложнений при глушении и проведении ремонтных работ в скважине не наблюдалось. После окончания ремонтных работ производят освоение скважины путем вызова притока жидкости из скважины и пласта включением насоса до снижения давления столба жидкости и сдают скважину в эксплуатацию. Дебит скважины после завершения ремонтных работ составил 148 т/сут. (табл. 3, испытание 3). Аналогичные результаты получены при глушении других скважин (табл. 3, испытания 1, 2). Изобретение обладает следующими преимуществами:
- высоким, надежным блокирующим эффектом, позволяющим успешно проводить глушение скважины в пластах, характеризующихся аномальными поглощениями, высокой проницаемостью и высоким газовым фактором;
- стабильными структурно-реологическими и технологическими свойствами блокирующей жидкости;
- возможностью приготовления и использования блокирующей жидкости с применением стандартного оборудования и непосредственно на месте производства работ;
- наличием широкой сырьевой базы исходных компонентов, являющихся отходами производств;
- способ и состав позволяют приготовить блокирующую жидкость на месте производства работ по глушению с использованием твердых компонентов, снижая при этом издержки на транспортные расходы, связанные с доставкой жидких компонентов.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ глушения скважины, включающий блокировку интервала перфорации путем замены скважинной жидкости блокирующей жидкостью и расположенной над ней задавочной жидкостью плотностью, меньшей плотности блокирующей жидкости, отличающийся тем, что часть блокирующей жидкости задавливают в прискважинную зону пласта, а объем блокирующей жидкости определяют исходя из коэффициента продуктивности скважины. 2. Блокирующая жидкость для глушения скважины, включающая водорастворимую соль кальция, свободный аммиак, отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов и воду, отличающийся тем, что она дополнительно содержит древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас. Водорастворимая соль кальция 12,5 43,5
Свободный аммиак 0,1 2,0
Отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов 5,0 25,0
Древесная мука 4,0 12,0
Вода Остальноей

www.freepatent.ru

Требования к жидкостям глушения — Студопедия

Организация процесса глушения скважины

Учитывая важность проблемы, возникает необходимость в переосмыслении процесса глушения и проведении ряда мероприятий по улучшению качества глушения скважин. Необходимы четкие представления о необходимых параметрах процесса глушения, знание современных технологий, средств подготовки и закачки растворов глушения, их новейших составов. Процесс проектирования глушения -один из ответственейших моментов в процессе эксплуатации скважины (рис. 4.2.1).

Этапы подготовки и проведения глушения следующие:

- анализ геолого-технологических условий месторождения;

- выбор рецептур жидкостей глушения, проектирование процесса;

- подготовка воды, необходимых реагентов и материалов;

- подготовка необходимого оборудования;

- приготовление и хранение жидкости глушения, буферных жидкостей, жидкостей для перфорации;

- транспортировка и закачка;

- контроль параметров ЖГ и технологии глушения.

Отметим основные требования к жидкостям глушения:

- ЖГ для скважин должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать кольматапию пор пласта твердыми частицами;

- фильтрат ЖГ должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды;

- ЖГ не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора, снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз "жидкость глушения - пла-стовый флюид";

- ЖГ не должна содержать механических примесей с диаметром ча-

Технологическая схема процесса глушения

Контроль параметров 1 Растворный узел

Контроль параметров

Материалы и химреагенты Товарная нефть

Сооружение пропарочных узлов для очистки емкостей ЦР_________

Подготовка воды, приготовление ЖГ, доведение до необходимых параметров

Хранение и отпуск

Обработка и закачка ЖГ

Вода

Транспортировка

УПСВ-

подготовка

ЖГ не должны обладать коррозионными свойствами в отношении к скважинному и промысловому оборудованию

пластовой воды

Призабойная зона пласта

- ЖГ для скважин должна быть химически инертна к горным породам, совместима с пластовыми флюидами;

- фильтрат ЖГ должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы;

- ЖГ не должна образовывать водных барьеров, снижению капиллярных давлений в порах пласта;

- ЖГ не должна содержать механических примесей с диаметром частиц более 2 мкм. Содержание механических примесей не должно превышать 100 мг/л;

- ЖГ не должна кородировать скважинное оборудование.

- ЖГ на месторождениях с наличием сероводорода должны содержать нейтрализатор сероводорода

Рис. 4.2.1. Технологическая схема процесса глушения

стиц более 2 мкм. Общее содержание механических примесей не должно превышать 100 мг/л;

- ЖГ должна обладать низким коррозионным воздействием на сква-жинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,1—0,12 мм/год;

- ЖГ на месторождениях с наличием сероводорода должны содержать нейтрализатор сероводорода;

- ЖГ не должны наносить вреда нефтесборным трубопроводам при существующей схеме утилизации;

- ЖГ должна быть безопасной при проведении технологических операций.

Как добиться соблюдения этих требований?

Достигнуть этого можно с помощью:

- применения расширенного ассортимента ЖГ

- усовершенствования их состава добавками химических реагентов;

- применения буферных жидкостей;

- применения современных средств для подготовки, приготовления, транспортировки и закачки ЖГ.

Ассортимент используемых ЖГ должен соответствовать всему спектру литотипов пород, их фильтрационно-емкостным свойствам, применяемым технологиям воздействия на пласт, а также текущему состоянию разработки эксплуатируемых объектов. В частности, он должен включать: жидкости глушения для условий аномально высокого и аномально низкого пластового давления, для пластов с низкой проницаемостью и высокой глинистостью; растворы для вскрытия пластов и жидкости для промывки скважин. В таблице 4.2.1 представлен пример рекомендованных для ОАО "Юганскнефтегаз" и "Томск-нефть" разработок для глушения скважин, сделанных на основе проведенных в 2001-2002 гг. исследований по фильтрации широкого ряда ЖГ через образцы кернов различных месторождений.

Для глушения скважин в обычных условиях с нормальным пластовым давлением рекомендуется использовать солевой раствор на основе NaCl с добавкой ингибиторов и гидрофобизаторов либо с применением буферных жидкостей на основе состава "Шанс". Испытание состава "Шанс" в условиях месторождений ОАО "Томскнефть" показало, что средний срок вывода скважин на режим из ремонта сокращается в среднем на 1 сутки, что позволяет получить выигрыш в добыче нефти. Другим положительным фактором является сохранение продуктивности скважин, что подтвердилось средним ростом де-

Таблица 4.2.1. Жидкости глушения и другие технологические жидкости для нефтедобычи

Назначение

| Компонентный состав ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ

Глушение в условиях нормального пластового давления

Раствор хлористого натрия усовершенствованный с плотностью до 1,18 г/см³. Содержит ингибиторы:

- коррозии,

- набухания глин,

- солеотложений

Глушение в условиях нормального пластового давления скважин, эксплуатирующих пласты с высоким содержанием глинистого цемента Глушение в условиях аномально высокого пластового давления

Раствор хлористого калия усовершенствованный, с плотностью 1,06 г/см³(либо сильвинита или хлористого аммония). Содержит ингибиторы:

- коррозии,

- солеотложений

Раствор хлористого кальция усовершенствованный, с плотностью 1,30 г/см³. Содержит ингибиторы:

- коррозии,

- набухания глин,

- солеотложений

БУФЕРНЫЕ ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ

Глушение в условиях нормального пластового давления

Буферный раствор для глушения в условиях нормального пластового давления и высоких пластовых температур

Для глушения в условиях аномально низкого пластового давления

Для глушения в условиях аномального поглощения и скважин после ГРП

Раствор "ШАНС"
Гидрофобно-эмульсионный
состав "ГЭС-2"_______________

Раствор "ШАНС-1" Гидрофобно-эмульсионный состав ТЭС-1", "ДИСИН"

"ДИСИН"

Гидрофобно-эмульсионный состав "ГЭС"

Продолжение таблицы 4.2.1

Назначение________________ | Компонентный состав_______

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ЖИДКОСТИ

Буферная жидкость для Раствор хлористого аммония

глинокислотных обработок, с плотностью 1,04 г/см³

Для промывки скважин, Промывочная жидкость (ВРК)

осложненных АСПО

Для первичного вскрытия пластов Эмульсионно-кислотный состав

Раствор для перфорации Раствор катионоактивного ПАВ

в активной среде

бита жидкости по скважинам без изменения производительности ГНО на 5-15%.

При проведении глушения скважин в условиях пониженного пластового давления, а также после ГРП рекомендуется применение буферных жидкостей "ГЭС" и "ДИСИН". Оба случая характеризуются одним осложнением — поглощением ЖГ, механизм которого различается, как и его вредные последствия. В скважинах после ГРП поглощения объясняются активным массообменом полости скважины с удаленной зоной пласта. Наиболее сильными и вредными последствиями являются: увеличение объема глушения, НГП, повторные глушения и, соответственно, удлинение периода вывода на режим, связанное с откачкой ЖГ из пласта. Случаи пониженного пластового давления поглощения объясняются превышением давления столба ЖГ над пластовым, и к вредным последствиям добавляется снижение продуктивности, связанное с проникновением ЖГ в матрицу породы призабойной зоны пласта.

На выбор буферной жидкости влияет и такой параметр, как пластовая температура. Наибольшей устойчивостью к высокой температуре обладает "ДИСИН". Применение же состава "ШАНС" и "ГЭС" в условиях пластовых температур выше 80 °С не рекомендуется. В случае ремонта длительностью более 5 суток использовать "ГЭС" не следует из-за его невысокой стабильности в условиях высоких температур.

В регламентах предусматривается применение тех или иных ЖГ, причем в зависимости не только от геолого-технологических пока-

зателей, но и от ряда технических, например спущенного в скважину ГНО. Так, при глушении скважины в условиях аномально низкого пластового давления, эксплуатирующейся с высоким положением "башмака" (более 100 м от верхних отверстий перфорации), рекомендуется использовать инвертную дисперсию "ДИСИН", способную опускаться на забой методом осаждения. Применение же эмульсионных составов подразумевает продавку на поглощение, в результате чего в указанных условиях большой объем поднасосной жидкости попадает в призабойную зону.

Особо недопустимо применение доставки ЖГ на забой методом продавки на поглощение в коллекторах с повышенной глинистостью. С другой стороны, на скважинах после ГРП такая технологическая операция допустима, т.к. при этом поднасосная жидкость уходит в трещину разрыва, не контактируя с матрицей породы.

studopedia.ru

Вопрос 11. Жидкости глушения и их влияние на фильтрационные свойства пластов.

⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 12Следующая ⇒

Глушение скважин процесс нежелательный, особенно если используемые технологические жидкости глушения отрицательно влияют на фильтрационные характеристики коллекторов. Факторы воздействия можно объединить в следующие группы:

- механические, связанные с закупориванием пор пласта твердыми частицами, входящими в состав жидкостей глушения,

- гидродинамические, заключающиеся в создании избыточных давлений, способствующих проникновению жидкостей и их фильтратов в пласт,

- химические, суть которых в реагировании с пластовой водой и породой коллектора.

Величина и интенсивность влияния на изменения характеристик коллектора определяется кратностью и частотой операций глушения, величиной превышения забойного давления над пластовым (репрессией), объемом и составом применяемых жидкостей, составом и плотностью фильтрата, свойствами пород пласта и содержащейся в нем жидкости.

ЖГ готовят на в о д н о й и у г л е в о д о р о д н о й основе.

К ЖГ на водной основе относят глинистые растворы, рассолы, специальные полимерные системы, прямые эмульсии, пены.

Углеводородные ЖГ – дегазированная нефть, обратные эмульсии (содержание водной фазы до 65 %), известково-битумные растворы.

Влияние жидкостей глушения на эксплуатационные показатели скважин можно определить путем сравнения дебитов нефти за определенный период времени до и после глушения. Глинистые растворы готовят из сырой глины и глинопорошков (высушенная измельченная глина с возможным добавлением химических реагентов). Используя барит, карбонатные и железистые утяжелители, плотность которых от 2600 до 4250 кг/м³, можно приготовить ЖГ утяжеленную плотностью до 2500 кг/м³. Основой для приготовления солевых растворов используют воду техническую, сточную, пластовую, морскую.

емкости, установленные на эстакадах для удобства набора воды в автоцистерны

В отечественной практике для утяжеления водной основы ЖГ в большинстве случаев используют соли: - хлористый натрий (NaCl), - хлористый кальций (CaCl₂), - хлористый цинк.(ZnCl₂), Водные растворы минеральных солей высокой плотности не содержат материалов для закупорки пор, что может стать причиной их поглощения. Рассолы не обладают взвешенной способностью, что приводит к быстрой седиментации (оседанию) твердых частиц на забой после прекращения циркуляции. Высокие температуры способствуют возрастанию коррозионной активности рассолов, что требует применения ингибиторов коррозии и контроля рН системы.

У жидкостей глушения, получившей название – инертные солевые растворы (ИСР) основным реагентом является хлорид аммония NH₄Cl , который предотвращает набухание глин и способствует удалению различных механических примесей и осадков из пласта вблизи забоя скважины. Среди жидкостей глушения на водной основе выделяют группу безглинистых растворов с конденсированной твердой фазой – гидрогелевые.

Тиксоттропная структура этих растворов создается высокоактивной коллоидной дисперсной фазой, которая конденсируется непосредственно в жидкости. Увеличение вязкости геля достигается введением каустической соды, крахмальных реагентов, ПАВ с гасителями пены

С точки зрения глушения и ремонта определенную категорию представляют скважины с отложениями парафина на стенках обсадной колонны. При глушении через межтрубное пространство и спускоподъемных операциях со стенок скважины срывается парафин и проваливается в призабойную зону, создавая условия закупоривания фильтра. Поэтому ремонт таких скважин должен включать операции очистки обсадной и подъемной колонны от отложений парафина и промывку забоя.

Традиционные жидкости глушения на водной основе в большинстве случаев загрязняют пласт и для восстановления его эксплуатационных характеристик необходимо применять различные варианты физического, химического и механического воздействия.

Ремонтные работы в скважинах связаны с коррозионной активностью по отношению к скважинному металлическому оборудованию, как добываемых пластовых флюидов, так и используемых жидкостей глушения. Возможна общая коррозия, обусловленная присутствием в этих жидкостях агрессивных ионов электролитов и привносимого с поверхности кислорода, так и с наличием в добываемой продукции кислотных газов.

Сохранить естественные свойства природных коллекторов и предотвратить разрушение металла от коррозии возможно по двум направлениям:

- применением технических средств и технологий ремонта без предварительного глушения скважин,

- использованием жидкостей и технологий глушения с одновременной обработкой призабойной зоны пласта.

Вопрос 12. Технологии ремонта без предварительного глушения скважин.

Распространенными техническими средствами являются клапаны –отсекатели, представляющие собой устройства для перекрытия колонн эксплуатационных или подъемных (НКТ) с целью проведения ремонта вышерасположенного подземного и надземного оборудования без глушения скважин, а также предотвращения фонтанных проявлений в случае нарушения герметичности устья.

Классифицировать отсекающие клапаны можно

- по назначению (перекрытия обсадной колонны или подъемной),

- области применения (скважины фонтанные, газлифтные, насосные),

- способу спуска и подъема (трубы, кабель, канат),

- месту размещения (выше или ниже пакера, насоса),

- конструкции запорного органа (тарельчатый, шаровой, пробковый и др.),

- способу закрепления и фиксации (придавливаемые весом труб, резьбовые, замковые в т.ч. плашечные, цанговые, байонетные).

Для перекрытия обсадных колонн отсекающие клапаны используются только в комплекте пакерного оборудования, представляющие сложные механизмы, отказ которых в работе может привести к значительным осложнениям и авариям в скважинах.

Отсекающие устройства для перекрытия подъемных колонн имеют более простую конструкцию, устанавливаются и заменяются в процессе очередного ремонта.

Основное их назначение – перекрытие канала подъемной колонны для предотвращения фонтанирования. Одновременно могут служить управляемым запорным устройством, используемым при демонтаже устьевого оборудования и извлечении подъемной колонны под давлением.

По принципу управления клапаны разделяют на автоматические, срабатывающие при изменении параметров потока и управляемые дистанционно.

Автоматические подразделяются на управляемые давлением в скважине и расходом потока. Первые срабатывают при снижении давления на глубине установки клапанов, вторые – при превышении заданного расхода потока.

Открытие автоматических клапанов осуществляется инструментом на проволоке или канате и давлением, передаваемым через жидкость в скважине. Открытие управляемых клапанов выполняется сигналами системы управления.

По способу соединения с колонной клапаны делят на съемные и стационарные. Первые устанавливаются в посадочные ниппели на колоннах инструментами, спускаемыми на проволоке, вторые – непосредственно на колонне труб и могут быть извлечены только вместе с ней.

а) б)

Рис. 5.4 Схема работы отсекающих клапанов а– лифтовые колонны; б – эксплуатационные колонны. 1 – лифтовая колонна; 2 – эксплуатационная колонна; 3 – отсекающий клапан; 4 – пакер; 5 – продуктивный пласт.

Широко используются осекающие устройства для перекрытия колонны НКТ в случае подъема вставного штангового насоса без глушения скважины.

infopedia.su

Жидкость для глушения нефтегазовых скважин

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтедобывающей промышленности при проведении подземного и капитального ремонта скважин.

Известна жидкость для глушения скважин (RU 2203304, Е21В 43/12, 2003), включающая, мас. %: глицерин - 50,0-60,0; сульфацелл - 1,5-2,0; хлорид калия - 2,0; дисолван - 0,5; АСМ - 5,0-15,0; вода - остальное.

Недостатками данной жидкости являются невысокая условная вязкость, низкие псевдопластичные и блокирующие свойства. Кроме того, высокое процентное содержание дорогостоящего глицерина обусловливает высокую стоимость работ при проведении капитальных ремонтов скважин (КРС).

Известен гелеобразующий полимер для гидроразрыва пласта (US 3888312, C09K 8/68, Е21В 43/26, 1975), содержащий полисахарид класса галактоманнан (гуаровая камедь) с массовой концентрацией от 0,3-3,0% и в качестве сшивателя - органические соединения титана со степенью окисления +4.

Недостатком известного гелеобразующего полимера является то, что в процессе гелеобразования необходимо поддерживать значения водородного показателя среды (pH) в интервале от 2 до 7. Другим недостатком является очень короткий индукционный период гелеобразования, что создает трудности при осуществлении технологического процесса закачки таких сшитых полимерных составов на промыслах.

Известен гелеобразующий состав (RU 2346151, Е21В 43/22, C09K 8/514, 2009), содержащий полисахарид, соединение поливалентного металла, воду. В качестве полисахарида используют гуаровую камедь, в качестве соединения поливалентного металла используют оксид магния в присутствии ацетата хрома как в пресной, так и в минерализованной воде при следующем соотношении компонентов, мас. %: гуаровая камедь - 0,2-0,5, оксид магния - 0,02-0,04, ацетат хрома - 0,01-0,12, вода - остальное.

Недостатком указанного состава является невозможность его применения для глушения высокотемпературных скважин из-за длительного времени гелеобразования.

Состав полисахаридного геля для глушения скважин (RU 2246609, Е21В 43/12, 2005), выбранный в качестве ближайшего аналога, содержит воду, полисахаридный загуститель, борный сшиватель, диэтаноламин, четвертичные аммониевые соединения и смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ - Нефтенол ВВД, представляющий собой смесь водорастворимых оксиэтилированных алкилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме натриевых солей или солей с триэтаноламином в количестве 0,1-0,5 кг на 1000 л воды.

Недостатком ближайшего аналога является то, что он не может быть успешно применен в качестве жидкости для глушения в скважинах с аномально низким пластовым давлением из-за высокого поглощения, так как обладает небольшой условной вязкостью.

Технической задачей изобретения является создание жидкости для глушения нефтегазовых скважин с характеристиками, обеспечивающими повышение эффективности глушения скважин при сохранении первоначальной проницаемости продуктивного пласта. Для повышения эффективности глушения нефтегазовых скважин жидкость должна обладать оптимальными реологическими, псевдопластическими свойствами, повышенной термостабильностью, минимальным проникновением в призабойную зону пласта, легко удаляться после окончания ремонтных работ.

Техническим результатом является улучшение реологических, псевдопластических характеристик жидкости для глушения нефтегазовых скважин, повышение ее термостабильности при минимальном воздействии на проницаемость призабойной зоны.

Технический результат достигается тем, что жидкость для глушения нефтегазовых скважин, содержащая водную основу, полисахаридный гелеобразователь, боратный сшиватель, согласно изобретению, в качестве полисахаридного гелеобразователя содержит гуаровую камедь и ксантановую камедь при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Гуаровая камедь	0,65-0,75
Ксантановая камедь	0,09-0,11
Боратный сшиватель	0,35-0,45
Вода	остальное

Технический результат обеспечивается за счет того, что в составе жидкости для глушения нефтегазовых скважин используют гуаровую камедь в смеси с ксантановой камедью. Гуаровая камедь является гелеобразователем, стабилизатором-загустителем и при взаимодействии с водной основой придает жидкости вязкую длинную структуру. Ксантановая камедь используется как гелеобразователь и пластификатор и придает заявляемой жидкости высокие реологические и псевдопластичные свойства, что позволяет при достаточно высокой условной вязкости легко закачивать состав в скважину. Причем ксантановая камедь обеспечивает жидкости для глушения нефтегазовых скважин повышенную термостабильность, т.е. стабильные реологические и псевдопластичные свойства при повышенных температурах. Благодаря этому заявляемый состав может быть использован в глубокозалегающих пластах с температурой до 90°С, в отличие от известных составов, которые могут быть использованы при температурах не более 50°С. Использование в заявляемой жидкости смеси гуаровой и ксантановой камедей придает составу оптимальную плотность и повышает условную вязкость, при которых заявляемый состав является не текучим, при этом легко закачивается в скважину, имеет хорошие блокирующие свойства, не проникает в поровое пространство горных пород, легко удаляется из скважины после проведения ремонтных работ, что способствует сохранению фильтрационных свойств продуктивного пласта и значительному сокращению времени выхода скважины на первоначальный режим работы после проведения ремонтных работ. Состав жидкости для глушения скважин является нейтральным по отношению к пластовым флюидам и не оказывает влияния на процесс подготовки нефти. Состав, кроме того, не вызывает интенсивную коррозию внутрипромыслового оборудования.

Количество гуаровой камеди в составе заявляемой жидкости для глушения скважин определяется ее способностью образовывать «сшитый» гель. При концентрации гуаровой камеди ниже 0,65 мас. % не удается получить сшитый гель требуемых характеристик. При концентрации гуаровой камеди выше 0,75 мас. % происходит разрыхление состава и не удается добиться необходимых для эффективного глушения скважин свойств состава. При концентрации ксантановой камеди ниже 0,09 мас. % не удается получить необходимую условную вязкость состава. При концентрациях ксантановой камеди более 0,11 мас. % происходит разрыхление состава и не удается добиться необходимых реологических свойств состава. При концентрации боратного сшивателя ниже 0,35 мас. % не удается получить однородного сшитого геля. Концентрация боратного сшивателя выше 0,45 мас. % не изменяет свойств состава и является экономически нецелесообразной.

Жидкость для глушения нефтегазовых скважин готовят следующим образом.

В гидромешалку или другое перемешивающее устройство заливают воду с температурой 10-70°С. При постоянном перемешивании со скоростью 700-900 об/мин вводят смесь гуаровой камеди с ксантановой камедью. После чего увеличивают скорость перемешивания до 2100-2300 об/мин. Полученную смесь перемешивают 30 мин до однородного состояния. Затем вводят боратный сшиватель и еще перемешивают 5 мин. После остановки гидромешалки полученный состав оставляют на 10 мин для набора заявленных характеристик.

Гуаровую камедь используют технического сорта с вязкостью более 7000 сП (ТУ 2458-019-57258729-2006), в виде порошка белого цвета. Гуаровая камедь является стабилизатором-загустителем, используется как структурирующее вещество, способное придавать жидкости вязкую длинную структуру.

Ксантановую камедь используют технического сорта, ГОСТ 33333-2015. Ксантановая камедь представляет собой биополимер с высокими реологическими свойствами, сохраняющимися при высоких температурах.

Для приготовления заявленной жидкости глушения скважин возможно использование боратного сшивателя различных производителей, например:

- боратный сшиватель БС-1.3 (ЗАО «ПЕТРОХИМ», г. Белгород) используют в соответствии с ТУ 2499-069-17197708-2003. Боратный сшиватель представляет собой боросодержащее соединение в виде полупрозрачной жидкости от желтого до коричневого цвета. Показатель концентрации водородов иона (рН) - 13, скорость сшивки - 7 сек;

- боратный сшиватель WGXL - 10.1 (ООО «Казань-Измерение», г. Казань) - боратный сшиватель с щелочным буфером. Не требует добавок для регулирования уровня рН, обеспечивая таким образом экономичность и простоту использования в тех случаях, когда требуется использование боратного сшивателя быстрого действия;

- боратный сшиватель NRG-FXL - жидкий сшиватель мгновенного действия (ООО «Ойл Энерджи», г. Москва). Представляет собой раствор боратных соединений на водном основе. Содержит в своем составе стабилизатор геля и модификатор реологии, что обеспечит формирование сшитых гелей с улучшенными сдвиговыми характеристиками. Показатель концентрации водородов иона (рН) - 10-18, скорость сшивки - до 10 сек;

- боратный сшиватель РТ BCF-9 (Nika PetroTech, г. Екатеринбург) - сшиватель мгновенного действия. Показатель концентрации водородов иона (рН) - 10-18, скорость сшивки - до 10 сек.

В качестве основы используется пресная техническая вода, плотность которой 1010 кг/м³, которая может быть минерализована солями (хлоридом калия или натрия) для увеличения плотности состава до 1100-1180 кг/м³. Плотность состава может быть увеличена до 1600 кг/м³ путем введения в него микрокальцита.

В таблице 1 представлены примеры составов заявляемой жидкости для глушения нефтегазовых скважин.

Из представленной таблицы 1 видно, что использование различных видов боратных сшивателей не приводит к изменению заявляемых характеристик жидкости глушения скважин.

Ниже приведен пример получения состава №1 (таблица 1).

Для приготовления 500 мл жидкости для глушения скважин в 494,55 мл воды плотностью 1,01 г/см³ при постоянном перемешивании (800 об/мин) вводили 3,25 г (0,65 мас. %) гуаровой и 0,45 г (0,09 мас. %) ксантановой камедей. После ввода всей смеси число оборот увеличили до 2200 об/мин и перемешивали в течение 30 минут до образования однородного состояния. Затем при постоянном перемешивании добавили 1,75 мл (0,35 мас. %) боратного сшивателя БС-1.3 и перемешивали 5 минут. После остановки гидромешалки готовый состав оставляли на 10 минут для набора вязкости и полной однородности состава.

Замер технологических показателей получаемых составов производится стандартными приборами по известной методике РД 39-2-645-81. Результаты исследований отражены в таблице 1.

Проведенные исследования показали, что плотность заявляемой жидкости для глушения нефтегазовых скважин на основе пресной воды составляет 1010 кг/м³. Для увеличения плотности состава до 1100-1180 кг/м³ вода может быть минерализована солями (хлоридом калия или натрия). Плотность состава может быть увеличена до 1600 кг/м³ путем введения в него микрокальцита.

В результате исследований выявлено, что заявляемый состав может быть использован в пластах с температурой до 90°С без ухудшения его характеристик, что значительно увеличивает возможность его применения на глубокозалегающих пластах.

Произведены опыты на взаимодействие пластовых флюидов с заявленным составом. На основе произведенных опытов выявлено, что жидкость для глушения скважин не взаимодействует с пластовыми водами. При взаимодействии с пластовыми нефтями заявленного состава полное расслоение на две фазы происходит в течение 24 часов, благодаря чему не требуется дополнительной очистки нефти на установках подготовки нефти от жидкости глушения и не ухудшается качество нефти.

Для определения коэффициента восстановления проницаемости проводили серию фильтрационных опытов с использованием установки УИК-5ВГ.

Исследования выполняли следующим образом: экстрагированные образцы горных пород месторождений Пермского края после определения петрофизических характеристик насыщали керосином и помещали в кернодержатель установки УИК-5ВГ. Создали боковой и торцевой обжим керна резиновой манжетой. Предварительно определили коэффициент проницаемости по нефти по общепризнанной методике (К. Калинко. Методика исследования коллекторских свойств кернов. 1963, 223 с.). Затем образец подвергали воздействию заявляемой жидкостью для глушения скважин в течение 3 часов при поддержании постоянного градиента давления на керне за счет энергии сжатого воздуха. После этого фильтрат жидкости для глушения, проникшей в керн, вытесняли нефтью в обратном направлении. При установившемся давлении и постоянном расходе нефти через образцы керна определяли коэффициент проницаемости после воздействия жидкостью для глушения. Соотношение коэффициентов проницаемости после воздействия к первоначальной величине является коэффициентом восстановления проницаемости (β):

где K_h2 и К_Н2 соответственно проницаемость образца керна до и после воздействия жидкости для глушения.

Результаты опытов показали незначительное снижение проницаемости образцов керна после воздействия состава, представлены в таблице 2.

*При проведении фильтрационных исследований применялись образцы керна карбонатных и терригенных отложений.

Таким образом, из данных, представленных в таблице, видно, что заявляемая жидкость для глушения нефтегазовых скважин с оптимальной плотностью и условной вязкостью не влияет на производительность скважин. Использование заявляемой жидкости для глушения не приводит к ухудшению проницаемости пласта, а сохраняет пласт в том состоянии, в котором он был до проведения операции глушения.

Глушение скважины с применением заявляемого состава осуществляют следующим образом.

В скважине закрывают устьевую задвижку и с помощью насосного агрегата ЦА-320 в затрубное пространство закачивают определенный объем жидкости для глушения, причем пластовый флюид, находящийся в скважине, залавливается в пласт. Пробка жидкости глушения продавливается технической водой (плотностью 1,0-1,18 г/см³), перекрывая перфорационные отверстия. Затем приступают к выполнению ремонтных работ и т.д. После выполнения ремонтных работ в скважину спускают глубинно-насосное оборудование. Глубинным насосом начинают откачивать жидкость глушения из скважины. Для лучшего удаления и откачки жидкости для глушения скважин возможно одновременно по затрубному пространству закачивать раствор соляной кислоты для химического разложения пробки жидкости для глушения скважин.

Таки образом, изобретение позволяет повысить реологические, псевдопластические характеристики жидкости для глушения нефтегазовых скважин, повысить термостабильность, снизить фильтруемость, за счет чего повышается эффективность глушения нефтегазовых скважин при сохранении фильтрационных характеристик продуктивного пласта.

edrid.ru

Жидкость глушения скважин

Жидкость глушения нефтяных скважин на основе отходов агрегата аммиака

Список литературы

Технологические жидкости для глушения скважин

Технологические жидкости для глушения скважин

Технологические жидкости для глушения скважин

Технологические жидкости для глушения скважин | Бурение

О глушении скважин — ООО «Синергия Технологий»

способ глушения скважины и блокирующая жидкость для глушения скважины - патент РФ 2104392

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Требования к жидкостям глушения — Студопедия

Вопрос 11. Жидкости глушения и их влияние на фильтрационные свойства пластов.

Жидкость для глушения нефтегазовых скважин

Смотрите также