Скорость замещения жидкости в скважине


Технология глушения скважины

< Предыдущая СОДЕРЖАНИЕ Следующая >
   

Перейти к загрузке файла

  • - Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения заканчивается через НКТ, при обратном - в затрубное пространство.
  • - Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.
  • - Расход жидкости глушения должен выбираться большим, чем производительность скважины, путем регулирования скорости закачки или штуцированием задвижки - для создания противодавления на пласт.
  • - Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости недопустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляется при ее прокачивании на поглощение.
  • - При глушении скважины в два и более циклов время отстоя скважины, необходимое для замещения раствора, определяется по формуле.

tотстоя =Нсп/Vотстоя

где Vотстоя - относительная скорость замещения жидкостью глушения скважинной жидкости в условиях отстоя (равная 144м/час или 4 см/сек);

Признаком окончания цикла глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины

- При глушении скважин с высоким газовым фактором (более 200 м^м3), и с пластами имеющими поглощающие интервалы должна предусматриваться закачка в зону фильтра буферной пачки загущенной жидкости или ВУС. При интенсивном поглощении используются нефтеводо -кислоторастворимые наполнители-кольматанты с последующим восстановлением проницаемости ПЗП.

  Если Вы заметили ошибку в тексте выделите слово и нажмите Shift + Enter < Предыдущая СОДЕРЖАНИЕ Следующая >
   

vuzlit.ru

ТЕХНОЛОГИИ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН

Под технологическим процессом глушения следует подразумевать комплекс мероприятий по выбору жидкостей глушения, обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение ремонтных работ, их приготовлению и закачке в скважину.

Глушение скважин жидкостью выполняют для создания противодавления на пласт с целью предотвращения открытого фонтанирования, выбросов нефти, газа при снятии устьевого оборудования и подъеме труб из скважины. При проведении процесса глушения производится замена скважинной жидкости на жидкость глушения. Глушение скважин допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции.

Работа по глушению скважины производится под руководством мастера бригады, либо ответственного за выполнение работ специалиста УПНП и РС согласно плану работ, утвержденному главным инженером и заместителем начальника по геологии УПНП и РС.

Для выполнения процесса глушения используется следующее оборудование:

- цементировочный (промывочный) агрегат с манифольдными трубопроводами;

- передвижные, герметичные емкости (автоцистерны);

- емкости для хранения жидкости глушения и долива ее в процессе ремонта скважины;

- передвижная паровая установка ППУ А-1600/100.

Требования к жидкостям глушения

Состав жидкости глушения (ЖГ) должен исключать засорение насосного оборудования при запуске скважины после ремонта в эксплуатацию.

ЖГ, применяемые для глушения скважин нефтяных месторождений, эксплуатируемых РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», должны удовлетворять следующим требованиям:

· обеспечивать необходимую репрессию на пласт;

· не снижать проницаемость призабойной зоны

- быть химически инертной к горным породам, составляющим коллектор, совместимой с пластовыми флюидами и исключающей необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами;

- фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание;

- не 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’’;

- не образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода;

· вязкостные структурно-механические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом;

· оказывать минимальное коррозионное и абразивное действие на ремонтное и эксплуатационное оборудование (скорость коррозии стали не должна превышать 0,10-0,12 мм/год);

· быть не токсичной и не взрывоопасной (класс опасности – не выше 3);

· быть термостабильной при высоких температурах и морозоустойчивой в зимних условиях, не дорогой и не дефицитной.

· быть технологичной в приготовлении и использовании, технологические свойства (плотность, наличие твердых частиц) ее должны регулироваться.

Раствор хлористого натрия в качестве ЖГ применять не желательно, т.к. он коррозионно активен.

Для снижения отрицательного воздействия ЖГ на пласт необходимо не допускать загрязнения растворов при транспортировке и закачке в скважину.

Плотность ЖГ должна определяться из расчета создания столбом жидкости давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину:

- 10-15% для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1,5 МПа;

- 5-10% для скважин глубиной до 2500 м, но не более 2,5 МПа;

- 4-7% для скважин глубиной более 2500 м, но не более 3,5 МПа.

Расчет плотности ЖГ следует производить по нижеуказанной формуле:

/1/

Рпл – пластовое давление на уровне верхнего отверстия интервала перфорации, МПа;

П – коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта, выбирается в соответствии с таблицей Б.1 приложения Б;

h – глубина по вертикали от устья скважины до кровли интервала перфорации или открытого ствола, м;

α – средний угол наклона (от вертикали) по стволу скважины, град.

g – ускорение свободного падения, = 9,81 м/с2.

Материалы (химреагенты)

В качестве жидкостей глушения следует применять:

– дегазированную нефть;

– пресную, техническую и пластовую воду;

– водные растворы СаСl2;

– тяжелые жидкости глушения плотностью более 1400 кг/м3 (КТЖ-1600, КТЖ 1600+Х, бромиды кальция, или аналоги).

– глинистые растворы с низкой водоотдачей;

специальные жидкости глушения:

– пластовую воду с добавками ПАВ с плотностью от 1000 до 1200 кг/м3;

– водонефтяные эмульсии (ВНЭ), стабилизированные ПАВ с плотностью от 900 до 1200 кг/м3.

– полисахаридные жидкости глушения (ПСЖГ) с плотностью от 1000 до 1150 г/см3.

В пластах с проницаемостью более 0,3 мкм2, а также при глушении скважин с газовым фактором более 200 м3/м3 для предотвращения поглощения следует применять:

- водные растворы КМЦ;

- гидрофобно-эмульсионные растворы;

- полисахаридные жидкости глушения (ПСЖГ).

Выбор технологии глушения

Все скважины в зависимости от величины пластового давления делятся на категории:

- I категория – скважины с пластовым давлением больше давления

статического столба скважинного флюида или равным ему;

- II категория - скважины с пластовым давлением меньше давления статического столба скважинного флюида.

Глушение скважин производится следующими способами:

- на поглощение - закачка жидкости глушения в затрубное или трубное пространство, обеспечивающая поглощение скважинной жидкости и некоторого объема жидкости глушения;

- на циркуляцию - вытеснение скважинной жидкости жидкостью глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и полного выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков для обеспечения необходимого противодавления на пласт;

- на замещение - закачка жидкости глушения в несколько циклов в затрубное пространство в объеме эксплуатационной колонны от устья до глубины спуска скважинного насоса с последующей выдержкой скважины в покое для замещения скважинной жидкости ниже насоса на жидкость глушения.

Процесс глушения следует выполнять, руководствуясь следующими положениями:

- Скважины с аномально низкими пластовыми давлениями (при статическом уровне ниже 500 м) и газовым фактором до 200 м3/м3 глушить не рекомендуется.

- Скважины с аномально низким пластовым давлением и газовым фактором более 200 м3/м3 следует глушить дегазированной нефтью.

- Глушение скважин с градиентом давления < 0,86 предполагается дегазированной нефтью, с градиентом давления 0,86-0,97 и 0,97-1,06 – жидкостями глушения на водной основе, эмульсиями.

При наличии в процессе глушения интенсивного поглощения ЖГ в нее следует вводить нефтеводокислоторастворимые наполнители (измельченный битум, хлорид кальция или натрия, кальцит, доломит и т.п.).

В скважинах, эксплуатирующихся УЭЦН с продуктивностью менее 250 м3/сут при депрессии 5 МПа, при глушении скважин I категории, также скважин, эксплуатирующихся ШГН, работы по глушению выполняются циклами на замещение.

Нагнетательные скважины с высокой приемистостью и фонтанные скважины с Кпр>10м3/сут·МПа следует глушить на поглощение.

Нагнетательные и фонтанные скважины с Кпр

studopedia.ru

ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН

Перед началом ремонтных работ скважины подлежат глушению с Рпл выше Ргидростат скважины, скважины с Рпл меньше Ргидрост, в которых согласно расчетам сохраняются условия фонтанирования.

Требования предъявляемые к жидкостям глушения

1) плотность жидкости глушения определяют из расчета, создания столбом жидкости давления, превышающим Рпл в соответствии с необходимыми требованиями;

2) отклонение плотности жидкости глушения от проектных величин приводится в таблице 1.2.

Таблица 1.2

Глубина скважин, м Допускаемые отклонения кг/м
до 1300 (ρ) 1300-1800 (ρ) ›1800 (ρ)
до 1200
до 2600
до 4000

Жидкость глушения должна быть химически инертна горными породами, составляющими коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.

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

Жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярного давления в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз: жидкость глушения – пластовой флюид.

Жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 1/10-1/12 мм в год.

Подготовительные работы глушения

- проверяют наличие циркуляции в скважине и принимают решение о категории ремонта;

- определяют величину текущего пластового давления;

- производят расчет требуемой плотности жидкости глушения и определяют необходимое ее количество;

- готовят требуемый объем жидкости соответствующей плотности с учетом аварийного запаса, объем которого определяют, исходя из геолого-технических условий

- расставляют агрегаты и автоцистерны, производят обвязку оборудования и гидроиспытания нагнетательных линий при Р, превышающее ожидаемое в 1,5 раза.

Проведения процесса глушения

1) замена скважинной жидкости на жидкость глушения

2) глушение скважин допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции

Если частичная замена скважинной жидкости не допустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляют при ее покачивании на поглощение.

Глушение фонтанных и нагнетательных скважин производится закачиванием жидкости глушения методом прямой или обратной промывки до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и выравниванием плотностей входящих и выходящих потоков для обеспечения необходимого противодавления на пласт. По истечении 1-2 ч при отсутствии переливов и выхода газов скважина считается заглушенной.

Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН при необходимости производят в 2 и более приемов после остановки скважинного насоса и сбивания циркуляционного клапана. Жидкость глушения закачиваем через НКТ и межтрубное пространство до появления ее на поверхности, закрывают задвижки и закачивают в пласт расчетный объем жидкости равный объему эксплуатируемой колонны от уровня подвески насоса до забоя.

Предыдущая12345678910111213141516Следующая

Дата добавления: 2015-01-09; просмотров: 2049; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

ПОСМОТРЕТЬ ЕЩЕ:

helpiks.org

Технологические жидкости для глушения скважин

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 Рзаб

,

где

Нс — длина ствола скважины, м;

rжг — плотность жидкости глушения, кг/м3;

g — ускорение свободного падения, м/с2;

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.
    • 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/см3
Nh5Cl 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 1,20-1,27
NaCl+CaCl2 1,20-1,40
NaCl+NaBr 1,20-1,51
CaCl2+CaBr2 1,40-1,81
CaBr2+NaBr2 1,80-2,30
CaCl2+CaBr2+ZnBr2 1,80-2,30

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/см3. Для приготовления более плотных жидкостей плотностью от 1,18 до 1,30 г/см3 используют хлористый кальций (CaCl2). Для получения жидкостей глушения плотностью более 1,30 г/см3 используют карбонат калия (поташ), а также другие соли или их смеси.

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

Концентрация,

% масс

NaCl CaCl2 КСl Nh5Cl
плотность,

г/см3

Температура замерзания,

ºC

плотность,

г/см3

Температура замерзания,

ºC

плотность,

г/см3

Температура замерзания,

ºC

плотность,

г/см3

Температура замерзания,

ºC

1 1.007 -0.5 1.007 -0.5 1.005 -0.6 1.0013 -0.6
2 1.011 -1.1 1.0045 -1.1
4 1.031 -2.8 1.024 -1.7 1.0107 -2.8
6 1.041 -3.5 1.049 -3.0 1.037 -2.8 1.0168 -3.9
8 1.056 1.066 1.050 -3.3 1.0227 -5.6
10 1.071 -6.4 1.083 -5.2 1.063 -4.4 1.0286 -7.2
12 1.086 -8.6 1.101 -7.1 1.077 -5.6 1.0344 -8.3
14 1.101 -9.8 1.120 -9.1 1.091 -6.7 1.0401 -10.0
16 1.116 -12.2 1.139 -11.4 1.104 -8.3 1.0457 -11.7
18 1.132 -13.6 1.158 -14.2 1.119 -9.4 1.0512 -13.3
20 1.148 -16.0 1.177 -17.4 1.133 -10.6 1.0567 -15.0
22 1.164 1.197 -21.2 1.147 +1.1 1.0621 -15.0
23 1.172 -20.0 1.207 -23.3 1.162 +15.0 1.0674 -15.0
24 1.180 -15.3 1.218 -25.7
25 1.189 1.228 -28.3
26 1.197 -3.9 1.239 -31.2
28 1.260 -38.6
30 1.282 -50.1

Калий хлористый выпускается по ГОСТ 4568-95, ТУ 2184-072-00209527-2001.

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

Кальций хлористый выпускается по ГОСТ 450-77, 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 2210-73.

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 20-100 г/м3.

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 10-100 г/м3.

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 Сд.ф. эмульсии подразделяются на три класса:

  • разбавленные (Сд.ф.< 0,1%),
  • концентрированные (0,1% < Сд.ф.< 74%)
  • высококонцентрированные (Сд.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.

  1. Эмульгаторы обратных эмульсий
  2. 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.

  1. Технология приготовления эмульсионных составов
  1. 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/см3. 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.

Пены

Основным преимуществом использованием пенных систем для глушения скважин является их достаточно низкая плотность (меньше 1,0 г/см3).

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 м3/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:

где

tос — время необходимое для оседания, час.

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

Vос — скорость оседания, м/с.

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).

где

Vос — скорость оседания, м/сек.

p=pжг-pскв.ж — разница плотности между жидкостью глушения и скважинной жидкость, г/см3.

  • 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:

где

pср — осредненная плотность жидкости глушения после оседания, г/см3;

pжг — плотность жидкости глушения, г/см3;

pскв.ж — плотность скважинной жидкости, г/см3;

Vжг — объем жидкости глушения, м3;

Vскв.ж — объем скважинной жидкости, м3.

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:

где:

    ржг — плотность жидкости глушения, г/см3;

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

    Нскв.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

Градиент пластового давления, (атм/10 м) Коэффициент продуктивности

м3/(сут·атм)

Газовый фактор,

м3/м3

Коэффициент безопасности в зависимости от глубины скважины, м
< 1200 1200-2400 > 2400
< 0,9 < 0,5 < 100

100-400

>400

0,08

0,08

0,08

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,5-2,0 < 100

100-400

>400

0,08

0,08

0,08

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

> 2,0 < 100

100-400

>400

0,08

0,08

0,08

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,9 — 1,2 < 0,5 < 100

100-400

>400

0,08

0,08

0,08

0,05

0,08

0,08

0,05

0,05

0,05

0,5-2,0 < 100

100-400

>400

0,08

0,08

0,08

0,05

0,08

0,08

0,05

0,05

0,05

>2,0 < 100

100-400

>400

0,08

0,10

0,10

0,05

0,08

0,10

0,05

0,05

0,08

> 1,2 < 0,5 < 100

100-400

>400

0,10

0,10

0,10

0,08

0,08

0,10

0,05

0,05

0,08

0,5-2,0 < 100

100-400

>400

0,10

0,10

0,10

0,08

0,10

0,10

0,05

0,05

0,08

>2,0 < 100

100-400

>400

0,10

0,10

0,10

0,08

0,10

0,10

0,05

0,08

0,08

При приготовлении жидкости глушения необходимо, что бы жидкость глушения не отклонялась от расчетной на значения более чем указано в таблице

Глубина скважины,

м

Допускаемые отклонения при плотности жидкости глушения,

кг/м3

до 1300 1300-1800 более 1800
До 1200 20 15 10
До 2600 10 10 5
До 4000 5 5 5

Расчет необходимого объема жидкости глушения

Для определения необходимого объема жидкости глушения необходимо рассчитать внутренний объем скважины с учетом толщины стенки труб, объема спущенных НКТ, и глубину спуска ГНО. Необходимый объем жидкости глушения для проведения ремонтных работ можно определить по следующее формуле:

где

Vвн.э.к. — объем эксплуатационной колонны, м3

где

Нскв — длина скважины, м.

Dвн.э.к. — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.

Kзап — коэффициент запаса учитывающий объем поглощения жидкости глушения

Vнкт — объем жидкости, вытесняемый телом НКТ, м3

где

dвнеш.нкт — внешний диаметр НКТ, м;

dвнутр.нкт —внутренний диаметр НКТ, м;

Нсп — глубина спуска ГНО, м.

Vшт — объем, вытесняемый телом штанг (при глушении скважин оборудованных ШГН), м3.

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

В случае неверного указания пластового давления в планах на глушение. Тогда возможен вариант, что плотность завезенной жидкости глушения не обеспечивает надежного глушения скважины. В случае, если плотность жидкости глушения ниже требуемой, на буфере скважины будет отмечено избыточное давление. Замерив, это давление и зная плотность жидкости в скважине, можно рассчитать точную требуемую плотность жидкости глушения.

где:

Ржг — плотность жидкости глушения, г/см3;

Рзаб. — забойное давление, атм;

Ризб. — избыточное давление на устье скважины, атм;

Нскв.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 табл. 4.2.4.1.

Важно отметить, что применение данной формулы возможно только при полном заполнении жидкостью глушения до устья скважины. При наличии свободного газа в затрубном пространстве избыточное давление может быть завышенным

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.

www.neftepro.ru


Смотрите также