Какие жидкости используются для глушения скважины

Обновлено: 07.07.2024

Какие жидкости используются для глушения скважины

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 применяются водные составы с добавками загустителей или минеральных солей

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. В связи с этим необходимо обеспечить надежное и простое регулирование технологических параметров жидкости глушения — главным образом плотности.

Плотность жидкости глушения является главным фактором, который определяет величину давления на забое скважин. В общем случае забойное давление Р_заб

Н_с — длина ствола скважины, м;

r_жг — плотность жидкости глушения, кг/м 3 ;

g — ускорение свободного падения, м/с 2 ;

a- угол отклонения ствола скважины от вертикали, град.

На основании сказанного можно сформулировать 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.
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 две группы:

на водной основе;
на углеводородной основе.

В первую группу входят:

пены, пресные и пластовые воды,
растворы минеральных солей,
глинистые растворы,
системы с конденсированной твердой фазой (гидрогели),
прямые эмульсии.

Во вторую группу входят:

товарную или загущенную нефть,
обратные эмульсии с содержанием водной фазы до 70%.

Водные растворы минеральных солей для глушения скважин

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

Минеральные соли

В таблице приведены состав и максимальные значения плотности чистых рассолов, используемых для глушения.

Электролиты	Максимальная плотность рассолов, г/см 3
NH₄Cl	1,07
KCl	1,17
NaCl	1,20
MgCl₂	1,30
KBr	1,37
CaCl₂	1,40
NaBr	1,51
K₂CO₃	1,55
CaBr₂	1,82
ZnBr₂	2,30
NaCl+Na₂CO₃
NaCl+CaCl₂
NaCl+NaBr
CaCl₂+CaBr₂
CaBr₂+NaBr₂
CaCl₂+CaBr₂+ZnBr₂

Наибольшее распространение получили соли хлористого натрия «Галита» (NaCl) так как имеют наименьшую стоимость и доступность по сравнению с другими солями. Хлористый натрий обычно используют для приготовления жидкости глушения до плотности 1,18 г/см 3 . Для приготовления более плотных жидкостей плотностью от 1,18 до 1,30 г/см 3 используют хлористый кальций (CaCl₂). Для получения жидкостей глушения плотностью более 1,30 г/см 3 используют карбонат калия (поташ), а также другие соли или их смеси.

В таблице зависимость плотности и температуры застывания раствора от массовой концентрации различных солей.

Калий хлористый выпускается по ГОСТ ТУ 2184-072-00209527-2001.

При приготовлении раствора хлористого калия, наблюдается экзотермическая реакция, характеризующаяся понижением температуры.

Кальций хлористый выпускается по ГОСТ ТУ 2152-002-00204872-2004.

Хлористый кальций — гигроскопичен, т.е. проявляет свойства к поглощению влаги. При приготовлении раствора хлористого кальция, наблюдается эндотермическая реакция, характеризующаяся повышением температуры.

Натрий хлористый (соль техническая типа — галит) выпускается по ТУ 2152-097-00209527-2004, ТУ 2111-081-00209527-98, ГСТУ 14.4-00032744-005-2003.

Хлористый аммоний выпускается по ГОСТ

Осложняющие факторы при глушении водными растворами солей

Взаимодействие воды и растворов солей с глинистыми минералами

Глинистые минералы самые распространенные породообразующие минералы. В продуктивных пластах глина, может образовывать различные пространственные структуры. Основные структурные положения глин в продуктивных пластах приведено в рисунке

Свойства глинистых пород во многом определяются кристаллохимическими особенностями глинистых минералов и их высокой дисперсностью, то есть обладанием большой удельной поверхности.

Наиболее типичным примером особого кристаллохимического строения могут служить монтмориллонит и смешанослойные глинистые минералы, которые имеют раздвижную кристаллическую решетку. При гидратации этих минералов (при взаимодействии с водой) молекулы воды могут входить в промежутки между элементарными слоями кристаллической решетки и существенно раздвигать их. Глинистые минералы обладают высокой способностью к ионному обмену, то есть замене некоторых ионов на поверхности и в кристаллической решетке частиц на ионы, поступающие из раствора. Отмеченные особенности глинистых минералов, совместно с их высокой дисперсностью, а потому и чрезвычайно развитой поверхностью, обусловливают очень большую адсорбционную способность — способность активно поглощать из растворов различные вещества и химические элементы.

При гидратации поверхность частиц заряжается отрицательно. В результате этого процесса формируются так называемые двойные электрические слои. Иными словами, при взаимодействии с водой вокруг глинистых частиц образуются тонкие пленки воды, оказывающие значительное влияние на свойства глинистых пород.

Особое кристаллохимическое строение частиц глинистых минералов и их специфическое поведение при взаимодействии с водой в основном и определяют такие свойства глин, как пластичность, набухание при обводнении и усадка при высушивании.

Снижение прочности глинистых минералов вследствие гидратации глинистых минералов, оказывает влияние на прочность сцементированных осадочных горных пород. В значительной степени на прочность пород содержащих глинистые минералы влияет наличие в микротрещинах, на контактах зерен или кристаллов адсорбционных пленок связанной воды. Они понижают поверхностную энергию минералов горной породы и тем самым облегчают развитие в породе различных механических микронарушений, особенно в том случае, если порода находится под напряжением. Вследствие этого порода начинает «ползти», она деформируется с той или иной скоростью при том же самом постоянном напряжении.

В условиях, когда глинистые минералы являются цементирующим веществом терригенной породы при увеличении обводненности продукции происходит постепенное разрушение и отделение

Образование малорастворимых солей

При смешении вод различного ионного состава возможно выпадение малорастворимых солей. Необходимо знать ионный состав пластовой воды и раствора глушения, что бы предсказывать возможность образование нерастворимых солей в пласте. Более подробно принципы расчета возможного образования солей приводятся в главе. Образование солей может привести к снижению проницаемости призабойной зоны пласта и преждевременному выходу из строя глубинно-насосного оборудования. Для предотвращения образования солеотложений в процессе глушения скважин рекомендуется добавлять ингибитор солеотложений в жидкости глушения.

Образование эмульсий

Образование эмульсий в пористой среде обусловлено наличием в нефти ПАВ. В результате смешивания жидкости глушения с нефтью находящейся в пласте возможно образование стойких к разрушению эмульсий, которые обладают повышенными реологическими свойствами, затрудняющими их дальнейшее извлечение из пласта. Образование стойких эмульсии наиболее характерно для пластов содержащих высоковязкую тяжелую нефть и менее характерно для пластов с легкой нефтью.

Образование водной блокады

Образование водной блокады связано с насыщение водными растворами глушения пористой вследствие капиллярной пропитки. В результате чего происходит увеличение водонасыщенности пористой среды призабойной зоны. Увеличение водонасыщенности ведет к снижению фазовой проницаемости нефти и росту обводненности продукции после глушения. Данное явление характерно для низкопроницаемых пластов, в которых влияние капиллярных сил достаточно велико.

Добавки к водным растворам глушения

Для снижения негативного влияния водных растворов жидкостей глушения на ФЕС пласта используют различные добавки:

Ингибиторы солеотложений;
Ингибиторы коррозии;
Гидрофобизаторы и ингибиторы набухания глин;
Деэмульгаторы.

Ингибиторы солеотложений

При оценке необходимости применения ингибиторов солеотложений в жидкости глушения необходимо в обязательном порядке провести лабораторные исследования на совместимость применяющихся жидкостей глушения с пластовыми водами, выявить наиболее вероятные соли, которые наиболее вероятно будут образовываться и после чего произвести выбор наиболее эффективного ингибитора солеотложений. Более подробно ингибиторы солеотложений и проблемы образования солей рассмотрены в главе 3.1.1. При выборе количества добавляемого в жидкость глушения ингибитора солеотложения можно руководствоваться исходя из концентрации от

Ингибиторы коррозии

Более подробно ингибиторы коррозии и проблемы коррозии оборудования рассмотрены в главе. При выборе количества добавляемого в жидкость глушения ингибитора солеотложения можно руководствоваться исходя из концентрации от

Гидрофобизаторы и ингибиторы набухания глин

Основной целью применения гидрофобизаторов является их способность изменять смачиваемость поверхности порового пространства. Наличие гидрофобизатора в водном растворе приводит к тому, что при проникновении его в пористую среду, поверхность порового пространства гидрофобизируется. Изменение смачиваемости пористой среды приводит к увеличению фазовой проницаемости для воды. Повышение фазовой проницаемости призабойной зоны для воды приводит к более полному удалению ее из пласта.

Деэмульгаторы

Загущенные жидкости глушения

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 ПЗП (фазовую проницаемость его по нефти). 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 эмульсии;
загущенная нефть.

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

Обратные эмульсии для глушения скважин

Множественные эмульсии представляют собой эмульсию одного рода, в которой может быть диспергирована эмульсия другого рода без изменения дисперсности последней. Такая эмульсия может быть образована при постепенном введении в стабильную обратную эмульсию эмульгаторов прямой эмульсии, стабильной прямой эмульсии или загущенной полимерами непрерывной фазы.

В зависимости от объемного содержания дисперсной фазы С_д.ф. эмульсии подразделяются на три класса:

разбавленные (С_д.ф.< 0,1%),
концентрированные (0,1% < С_д.ф.< 74%)
высококонцентрированные (С_д.ф.> 74%).

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. В связи с этим необходимо знать общие принципы приготовления и определения физико-химических свойств различных типов эмульсий.

Эмульсии имеют высокую вязкость и низкую фильтруемость.

В процессе эмульгирования дисперсной фазы в дисперсионной среде протекают два диаметрально противоположных процесса: диспергирование и коалесценция. из анализа процесса эмульгирования следует, что чем больше энергии затрачивается во время образования эмульсии, тем более высокодисперсная система образуется.

При получении эмульсии целесообразно максимально использовать физико-химические свойства ПАВ и специфику набора уровня вязкости эмульсии. Так, в начальный период добавления в раствор ПАВ дисперсной фазы, поверхностное натяжение на границе раздела смешиваемых жидкостей минимально, поскольку концентрация ПАВ максимальна, в этот период вязкость системы также минимальна ввиду малого содержания дисперсной фазы. эти два фактора способствуют эффективному перемешиванию взаимнонерастворимых жидкостей, при этом происходит максимальное диспергирование вводимой жидкости и получение мельчайших капелек дисперсной фазы, а высокая скорость перемешивания препятствует коалесценции полученных капель. При последующем вводе в систему дисперсной фазы происходит укрупнение полученных капель, так как концентрация ПАВ в системе уменьшается, при этом вязкость эмульсии растет, что, с одной стороны, препятствует эффективному перемешиванию и дроблению капель, а, с другой стороны, препятствует их коалесценции. Поэтому в процессе приготовления эмульсии необходимо определенную (меньшую) часть дисперсной фазы вводить медленно тонкой струйкой при интенсивном перемешивании для образования «затравки» эмульсии (максимальное дробление), а последующие порции дисперсной фазы можно вводить быстрее. Если дисперсную фазу ввести слишком быстро, то даже длительное перемешивание при высоких скоростях мешалки не позволит получить высокодисперсную эмульсию.

Эмульгаторы обратных эмульсий

В настоящее время значительное количество различных марок эмульгаторов наиболее распространенной и самой известной является Нефтенол НЗ представляющий собой эфиры кислот таллового масла и триэтаноламина, оксиэтилированного алкиламина, в углеводородном растворителе.

Кроме этого распространены следующие марки эмульгаторов обратных эмульсий — СиНОЛ-ЭМ, РИНГО-ЭМ, СНПХ-9777, ЭКС-ЭМ, ЯЛАН-Э-1.

Технология приготовления эмульсионных составов

Состав различных эмульсионных растворов для глушения скважин

Загущенная нефть

Использование загущенной нефти позволяет снизить негативное влияние жидкости глушения на ПЗП и получать жидкости глушения плотность меньше 1 г/см 3 . Однако при данных преимуществах загущенная нефть имеет ряд существенных недостатков:

высокая стоимость жидкости глушения;
высокая пожароопастность;
сложное регулирование реологических свойств.

В связи с этими недостатками загущенная нефть в качестве жидкости глушения практически не используется. Так как гораздо эффективнее использовать эмульсионные системы.

Загущенные жидкости глушения на водной основе

Загущенные жидкости глушения на водной основе можно разделить на следующие основные виды:

Пены;
Полимерные жидкости глушения;
Прямые эмульсии.

Основным преимуществом использованием пенных систем для глушения скважин является их достаточно низкая плотность (меньше 1,0 г/см 3 ).

Полимерные жидкости глушения

Прямые эмульсии

Жидкости глушения с твердой фазой

При глушении скважин эксплуатирующихся при низком забойном давлении и имеющих трещину Г? П происходит значительное поглощение растворов глушения. При этом загущенные жидкости не позволяют достаточно эффективно бороться с поглощением. В таких случаях наиболее эффективным является применение жидкостей глушения с контролем поглощения содержащие в своем составе твердую фазу. В качестве твердой фазы используются:

Карбонат кальция;
Водорастворимые соли.

Технология глушения скважин

Для определения технологии глушения необходимо принять ряд решений.

состав основной жидкости глушения и добавки;
необходимость применения блокирующей жидкости.

Выбор количества циклов глушения

Количество циклов глушения определяется глубиной спуска внутрискважинного оборудования.

В один цикл глушатся скважины при следующих условиях:

При НКТ, спущенных до интервала перфорации, или находящихся не выше 100 м от него, глушение производится в один цикл (фонтанная скважина или скважина, оборудованная ШГН с хвостовиком до забоя).
Скважины, эксплуатируемые в интенсивном режиме, с эЦН, установленным выше 100 м от интервала перфорации при условии высокой приемистости скважины и возможности продавки нижерасположенной жидкости в пласт. Обводненность добываемой продукции не превышает 5%.
При невозможности проведения глушения в два цикла.
При высокой (более 80%) обводненности продукции, когда жидкость под насосом представлена чистой пластовой водой, при условии оставления скважины на отстой для оседания ЖГ. Глушение производится в один цикл, но жидкость глушения берется с 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

По-умолчанию, процесс закачки жидкости глушения должен производиться в трубное пространство скважины (прямой способ). Данный вариант глушения обладает рядом преимуществ:

меньше затраты времени на глушение
меньше развиваемое агрегатом давление в ходе глушения
нет противодвижения закачиваемой жидкости глушения и всплывающей скажинной жидкости.

В случаях, когда сбить клапан насоса не удается, глушение производят через затрубное пространство (обратный способ). Так же поступают и в случаях, когда наличие отложений АСПО в трубном пространстве может привести к закупорке НКТ в случае подачи жидкости в трубки.

Выбор скорости закачки жидкости глушения

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 м 3 /час.

Способ доведения первой пачки жидкости глушения до забоя

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.

При осаждении первая пачка закачивается в режиме циркуляции и располагается в затрубном пространстве от уровня приема насоса и выше. Скважина закрывается на отстой на время, рассчитанное по формуле:

t_ос — время необходимое для оседания, час.

Н_ос — расстояние от приема насоса до забоя скважины, м.

Процесс оседания имеет два основных случая:

Скважинная жидкость и жидкость глушения взаимно не растворимы или имеют вязкость, значительно различающуюся между собой (осаждение блокирующего состава (большой плотности) в скважинной жидкости).

V_ос — скорость оседания, м/сек.

p=p_жг-p_скв.ж — разница плотности между жидкостью глушения и скважинной жидкость, г/см 3 .

Скважинная жидкость и жидкость глушения взаиморастворимы и имеют практически одинаковую вязкость (водные жидкости глушения). В данном случае при оседании одной жидкости через другую, происходит перемешивание, в результате чего плотность жидкости глушения снижается. Время, за которое происходит полное перемешивание, определяется из формулы — 4.2.4.1. Осредненную плотность жидкости в скважине после полного перемешивания можно рассчитать по формуле:

p_ср — осредненная плотность жидкости глушения после оседания, г/см 3 ;

p_жг — плотность жидкости глушения, г/см 3 ;

p_скв.ж — плотность скважинной жидкости, г/см 3 ;

V_жг — объем жидкости глушения, м 3 ;

V_скв.ж — объем скважинной жидкости, м 3 .

4.2.4.5. Расчет требуемой плотности жидкости глушения

Требуемая плотность жидкости глушения определяют из расчета создания столбом жидкости глушения давления, превышающего текущее пластовое.

При полной замене скважинной жидкости жидкостью глушения в один цикл удельный вес рассчитывается по нижеприведенной формуле:

р_жг — плотность жидкости глушения, г/см 3 ;

р _ср.пл. — среднее пластовое давление, атм.

Н_{скв.верт.} — расстояние от устья скважины до верхних отверстий перфорации по вертикали, м.

П — коэффициент безопасности работ, зависящий от глубины скважины, коэффициента продуктивности и газового фактора, определяется из таблцы

Жидкость глушения скважин на основе отработанного абсорбента ди-оксида углерода

В статье приведен анализ используемых жидкостей глушения с учётом их достоинств и недостатков для условий коллекторов нефти, осложненных низкой проницаемостью.

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

Глушение является наиболее массовым видом воздействия на скважины и представляет собой комплекс мероприятий по выбору, приготовлению и закачке в пласт 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;2].

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, противовыбросового оборудования либо с помощью различных составов глушения пластов, создающих на забое скважин давление выше пластового.

Все известные жидкости глушения условно делят на 2 группы:

на водной основе, в том числе пены, пресные и пластовые воды; растворы минеральных солей; глинистые растворы; гидрогели; прямые эмульсии;

на углеводородной основе, в виде товарной или загущенной нефти или обратных эмульсий с содержанием водной фазы до 70% [3 – 5].

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

Годовая потребность отрасли в технологических жидкостях глушения в широком диапазоне плотностей исчисляется сотнями тысяч тонн. Использование таких составов ограничено узким ассортиментом применяемых солей.

Особое место среди ЖГ занимают тяжелые рассолы, широкое применение которых обусловлено стремлением обеспечить максимальную степень сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов, характеризующихся повышенными давлениями.

Жидкости глушения на водной основе являются наиболее технологичными, наименее токсичными и экологически безопасными. К числу основных компонентов для приготовления рассолов плотностью 1350–1800 кг/м 3 относятся хлорид кальция, бромиды калия, натрия, кальция, карбонат и формиат калия, нитрат кальция, хлорид цинка.

Большой практический интерес представляют сегодня рассолы на основе водных растворов смеси CaCl₂ и Ca(NO₃)₂ ввиду их аномальной плотности. При этом плотности насыщенных растворов отдельно взятых хлорида кальция и нитрата кальция не превышают 1420 кг/м 3 и 1560 кг/м 3 , соответственно, тогда как для композиции на их основе она равна 1780 кг/м 3 [6].

Осложняющие факторы при глушении скважин минеральными солями:

кольматация в результате взаимодействие воды и растворов солей с глинистыми минералами;

образование малорастворимых солей;

формирование водонефтяных эмульсий;

возникновение водной блокады.

Жидкость глушения должна отвечать следующим требованиям:

оказывать минимальное воздействие на загрязнение окружающей среды [7];

плотность ее должна быть 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, в том числе с пластовой водой;

сохранять термостабильность в конкретных условиях ее применения;

технологические свойства должны быть регулируемыми в широких пределах горно-геологических условий эксплуатации скважин [8];

соответствовать современным требованиям к охране труда рабочего персонала, а также взрыво- и пожаробезопасности [9].

Достаточно полно большинству из перечисленных требований отвечает жидкость глушения, содержащая хлориды калия и кальция, а также продукт НГ-1, разработанная Санкт-Петербургским государственным горным университетом [10].

Включённый в её состав гидрофобизатор НГ-1 предназначен для обработки призабойной зоны пластов с целью ограничения водопритока и увеличения нефтеотдачи пластов.

Он представляет собой смесь продуктов реакции триэтаноламина с жирными кислотами таллового масла либо с высококипящими фракциями синтетических жирных кислот с растворителями и добавками, в качестве которых используются ароматические углеводороды - сольвенты, эфиро- и спиртосодержащие смеси, продукты оксиэтилирования и алкилирования технических спиртов, парафинов и др., растворители и добавки, которые обеспечивают технологичность применения реагента, усиливают его диспергируемость в водной среде.

В большинстве случаев плотность закачиваемой композиции является главным фактором, который учитывает величину давления на забое скважин. В общем случае забойное давление рассчитывается по формуле

Р_заб. = Н_с _* ρ_жг _* g_* cos α, где

Н_с — длина ствола скважины, м;

ρ_жг — плотность жидкости глушения, кг/м 3 ;

g — ускорение свободного падения, м/с 2 ;

α - угол отклонения ствола скважины от вертикали, град.

В процессах добычи нефти и газа в качестве жидкости глушения рекомендованы солевые составы без твердой фазы (не содержащие частицы размером более 2 мкм) на основе поташа, КСl, так как они не только сохраняют, но и увеличивают естественную проницаемость кернового материала.

По нашему мнению , в качестве ЖГ могут быть также использованы некоторые поташсодержащие крупнотоннажные отходы химических производств. Одним из них является отработанный раствор «Бенфилд» (или Карсол), используемый на узле очистки диоксида углерода на агрегатах аммиака типа Кемико. Необходимость его переработки возникает при накоплении хлоридов и вспенивании, что негативно отражается на производительности узла абсорбции диоксида углерода.

Он содержит в своем составе карбонат и гидрокарбонат калия и характеризуется следующими параметрами (Табл.1).

Таблица 1. Характеристика отработанных поташных растворов с агрегатов аммиака.

Плотность, не менее г/см 3

Хлориды, не менее, мг/л

Пятиокись ванадия, не более % масс.

Активатор АСТ или диэтаноламин, менее, % масс.

Механические примеси, не более, г/л

Такой выбор вовсе не случаен, так как водный раствор на основе чистого карбоната калия способствует повышению естественной проницаемости пород. Проведенные в «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 %.

Этот результат объясняется высокой активностью ионов калия и относительно небольшим (например, по сравнению с ионом хлора у KCl) гидратным числом у анионов СО₃ 2- . Поэтому , при ионообмене с глинистыми минералами K₂CO₃ образует более тонкие, чем хлорид калия, гидратные оболочки на глинистых частицах. В результате этого обеспечивается повышение пористости и, соответственно, проницаемости заглинизированных песчаников.

В силу изложенного была апробирована композиция, включающая отработанный раствор «Бенфилд» с агрегатов аммиака типа «Кемико» следующего состава (Табл. 2).

Таблица 2. Характеристика жидкости глушения марки ЖГ «Дельта».

Плотность *) раствора («Бенфильд» или «Карсол»), кг/м 3

Многофункциональный реагент «МЛ-Супер», % масс.

Динамическая вязкость при 20 о С, мПа_*с

Присутствующий в ней ПАВ «МЛ-СУПЕР» по ТУ 2383-002-51881692-2000, разработанный ООО «Дельта-пром инновации», выполняет не только функции гидрофобизатора, но и позволяет снижать межфазное натяжение на границе раздела фаз и предотвращать образование высоковязких водонефтяных эмульсий.

Предложенный состав не содержит частиц твердой фазы размером более 2 мкм и не оказывает отрицательного влияния на фильтрацию терригенных коллекторов. Напротив, он способствует увеличению естественной проницаемости кернового материала. Общее содержание механических примесей не превышает в нем 100 мг/л. Жидкость глушения проявляет одновременно и свойства ингибитора коррозии, способна связывать Н₂S благодаря присутствию в её составе K₂CO₃. Этот эффект усиливается вследствие наличия в ней диэтаноламина и пятиокиси ванадия. Оксидное соединение пассивирует металлическую поверхность скважин благодаря образованию стойкой к коррозии плёнки.

Приготовление жидкости глушения осуществляется путем интенсивного перемешивания используемых компонентов. Высокие качественные показатели достигаются с применением стационарных установок, работающих на принципах вибрационно-магнитной активации.

С целью определения влияния на проницаемость ПЗС выполнен обширный комплекс лабораторных и опытно-промысловых исследований. Оптимизация указанного в таблице 2 состава жидкости глушения произведена с учетом требуемых технологических параметров, учитывающих температуру окружающей среды и геолого-технические характеристики ремонтируемых скважин.

В частности, испытание на совместимость с пластовыми водами осуществлялось с применением минерализованных водных растворов (имитатов), приготовленных растворением в литре воды 11,36 мг сернокислого кальция, 78,12 мг гидрокарбоната натрия, 138600 мг хлористого натрия, 41600 мг хлористого кальция, 40700 мг двухводного хлористого магния и 560 мг двухводного хлористого бария. Температура имитата доводилась до 90 о С (температура внутри пласта) и в него добавлялись различные количества жидкости глушения для оценки совместимости.

В ходе эксперимента не выявлено выпадение осадка и образования коллойдных солевых систем. На примере нефтей Первомайского и Опалихинского месторождений также не подтверждено формирование стойких водонефтяных эмульсий при подаче в пласт ЖГ, содержащей 1,0 % масс. реагента «МЛ-СУПЕР» (Табл. 3).

Таблица 3. Влияние ЖГ и пластовых вод на образование и свойства водо-нефтяных образований

Глушение скважины

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

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

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

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

Легко ли добыть нефть. Как заглушить скважину. Часть 3.

Перед глушением скважины следует произведи расчёт нужного объема жидкости глушения. Он равен полному объему скважины – объем скважинного оборудования + коэффицент запаса, равный десяти процентам. Под объемом скважинного оборудования понимается объем, который вытесняется металлом НКТ и штанг (при наличии ШСНУ). Объем ЭЦН, кабеля обычно не учитывается.

Глушение скважины может проводиться в один цикл, два и быть многоцикличным. Одноцикличное проводится в том случае, когда оборудование (воронка, насос) спущено до уровня интервала перфорации, или находится не выше, чем 100-150 метров выше первого отверстия перфорации (в зависимости от регламента заказчика, ГПН -100 метров, Роснефть – 150). Также в некоторых случаях допускается глушить скважины в один цикл, если расстояние больше, например, про подготовке скважины к забуриванию бокового ствола, тогда разрешается закрыть задвижки на устье и при продавить в пласт. Также глушат в один цикл скважины при сильном поглощении, когда не получается вызвать циркуляцию

Многоциклично глушат скважины после консервации или после бурения. Обычно во время консервации и после бурения в скважине оставляют порядка пятиста метров НКТ с воронкой. Объем цикла берется полный объем затруба и НКТ на расстоянии спущенной трубы. Например, если колонна 168 мм, а труба 73 мм, этот объем примерно будет 5 м3. Закачивают первый цикл, и скважина ставится на техотстой, время которого равно времени осаждения жидкости на глубину, равную длинне спущенной трубы. Т. е. если спущено пятьсот метров, то время техотстоя составит почти 3,5 часа, обычно его округляют (500/144=3,47). Затем повторяют второй цикл такого же объема и такой же продолжительности техотстоя. И это будет повторяться столько времени, пока жидкость первого цикла не достигнет забоя. Т. е., если глубина скважины 3000 метров, спущено около 500 метров, то будет шесть циклов с 3,5 часами техотстоя.

Теперь разберемся, куда глушить. По умолчанию глушение всегда производится в НКТ. Во-первых, это ускоряет глушение, во-вторых, создается меньшее давление, к которому наиболее критичен кабельный ввод, в-третьих, отсутствие противодвижения жидкостей: закачиваемой ЖГ и всплывающей скважинной жидкостью. Глушение в НКТ называется прямым.
Но в некоторых случаях делают обратное глушение – в затруб. Оно проводится в том случае, когда не удалось открыть сбивной клапан, когда трубы забиты АСПО, либо при некоторых видах ремонта, например, замена кабельного ввода с контрольным замером изоляции (КЗИ).

Теперь вкратце опишу порядок глушения. Перед глушением необходимо разрядить скважину. Обычно это делают в дренажную емкость АГЗУ (автоматическая групповая замерная установка), но если оператора не дождаться – стравливают и сами. Затем собирают линию, в которой ставят фильтр, обратный клапан и кран высокого давления (КВД). В реальности ставят только КВД. Затем опрессовывают линию на полуторократное ожидаемое давление. И начинают качать.

Разрядка скважины. Вариант узбекских распиздяев

Если на конце трубы находится воронка – нет никаких проблем. Другое дело, когда находится ЭЦН и пакер. Кака я уже писал, в комплектацию ЭЦН всегда входит обратный клапан, который закрывается при движении жидкости сверху вниз, от устья к забою, что и происходит при прямом глушении. Поэтому в комплект ЭЦН также входит сбивной клапан, который еще называется сливной муфтой. Он состоит из корпуса в виде муфты и специального латунного штуцера, который вворачивается в корпус муфты. Перед глушением в скважину сбрасывают специальный сбивной ломик, которые движется по трубам, набирает скорость и ломает штуцер по выточкам, в результате чего происходит соединение трубы и затруба.

Сбивной клапан с ввернутым штуцером

Ломики сбивные

Если клапан не удалось сбить, то в трубы сбрасывают (спускают на проволоке лебедкой) перфоратор НКТ. Он срабатывает от давления в трубах, которое устанавливается соответствующее гидростатическому на заданной глубине. Наконечник закреплен шпилькой, при росте давления шпилька срезается, под давлением наконечник из твердосплавного материала конуса-пробойника с скоростью выдвигается и из пробивает трубу.

Перфоратор на пригрузе. На втором фото виден наконечник пробойника

Другой вариант – использование мандрелей и циркуляционных клапанов. Под мандрелью понимается скважинная камера, которая входит в состав НКТ. В мандрели находится боковой карман, где размещают различное внутрискважинное оборудование. Оно спускается туда на специальном инструменте – экстракторе. Изначально мандрель разрабатывалась для спуска газлифтных клапанов, но оказалось настолько удобным, что начали применять и для размещения других инструментов, например, циркуляционных клапанов.

Мандрель, изображение

Они работают по-разному, например, от скидывания в них металлического шарика, избыточного давления в НКТ, открытия с помощью экстрактора и пр. Особенно часто мандрели применяются в компоновках с пакером. Например, в скважинах ППД, или компоновке ЭЦН+пакер. Глушение скважин с пакером имеет свои особенности. Дело в том, что пакер разделяет трубное и затрубное пространство. Затруб имеет нулевое давление, а под пакорм давление избыточное. Поэтому после срыва пакера жидкость и газ могут сразу устремляться в затруб и просиходит выброс. Да и сорвать пакер невозможно, так как из трубок идет газожидкостная смесь. Поэтому сначала глушат трубки, для чего прокачивают объем НКТ и подпакерного пространства скважины. Для этого жидкость продавливают на пласт, оно, порой, бывает куда больше сотни атмосфер. После чего срывают пакер и глушат в затруб. Но если есть мандрель над пакером, после глушения в НКТ открывают циркуляционный клапан, прокачивают объем затруба и можно безопасно срывать пакер

Нефть, Газ и Энергетика

Объем жидкости для глушения скважины и количество циклов глушения определяются расчетным путем в зависимости от расстояния от устья скважины до кровли пласта, диаметров эксплуатационной колонны и НКТ, и объема жидкости находящейся в кольцевом пространстве.

где: V _жг - объем жидкости для глушения скважины, м 3 ;

Н - глубина скважины, м;

V _эк1 - внутренний объем 1 м эксплуатационной колонны, м 3

для диаметра 146 мм - 12,5 л;

для диаметра 168 мм - 18,0 л

Н_сп - глубина спуска оборудования (ШГН, ЭЦН, НКТ), м;

V _кп1 - объем 1 м кольцевого пространства, м 3 ;

V _д - дополнительный объем жидкости глушения равный 3 м 3 , необходимый для вымывания остатков эмульсии последним циклом глушения.

Объем первого и последующего циклов глушения (кроме последнего)

Объем последнего цикла глушения

где: V _жгп - объем последнего цикла глушения, м 3

Читайте также: