СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ (ВАРИАНТЫ)
METHOD OF DAMPING OIL AND GAS WELLS IN COMPLICATED CONDITIONS (OPTIONS)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором, а также нефтяных и газовых скважин, вскрывших пласты с аномально-низким или аномально-высоким пластовым давлением.
В соответствии с требованиями безопасности работ с целью предупреждения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при текущем и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин перед началом работ скважина должна быть заглушена. Основным условием возникновения газонефтеводопроявлений в ходе ремонтных работ является поступление пластового флюида в ствол скважины вследствие превышения пластовым давлением забойного.
Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых сохраняются условия фонтанирования и газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического. Исключение составляют скважины, где в соответствии с технологией работы проводятся без глушения по специальному плану с обвязкой устья превенторной установкой и лубрикатором.
3
Нефтяные скважины с высоким газовым фактором - это скважины, в которых содержание газа в нефти превышает 600 м/т.
Аномально-высокое пластовое давление - это пластовое давление, превышающее на 10 и более процентов давление гидростатическое. Условия глушения в данном случае будут соблюдены при создании противодавления на пласт жидкостью с гораздо большей плотностью, чем в случае с нормальным пластовым давлением. Недостатком применения жидкостей высокой плотности является их фильтрация в пласт в процессе глушения, где при контакте с пластовыми водами происходит выпадение осадков солей и гидрофилизация горной породы.
Аномально-низкое пластовое давление является одной из основных причин поглощений жидкостей глушения. Скважины с аномально-низким пластовым давлением не могут быть заглушены традиционными жидкостями глушения в связи с их низкой вязкостью, низкой способностью к тампонированию и повышенной плотностью. Для борьбы с такого рода
осложнением необходимо применять технологические жидкости, которые обладают повышенными вязкостными свойствами и относительно невысокой плотностью.
Основным общим недостатком всех традиционных жидкостей глушения на водной основе является ухудшение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) после проведения операций по глушению.
Под традиционными жидкостями глушения понимаются наиболее широко применяемые для глушения скважин солевые растворы хлористого калия и хлористого кальция. При необходимости глушения скважин с аномальными условиями применение только традиционных жидкостей глушения неэффективно. В связи с этим для глушения скважин с аномальными условиями применяются особые технологические жидкости, называемые блокирующими составами или блокирующими пачками, физико-химические свойства которых отличаются от свойств традиционных жидкостей глушения.
Степень проявления процессов, осложняющих глушение, зависит от горногеологических условий месторождения, геолого-физических параметров ПЗП и геолого-технических параметров скважины. Наиболее интенсивно осложняющие факторы проявляются в следующих условиях:
- при глушении скважины, на которой проводился гидравлический разрыв пласта (ГРП), или имеется развитая естественная трещиноватость;
- в ходе глушения более легкие пластовые нефть и газ по созданным трещинам быстро проникают из пласта в скважину, что сопровождается нефтегазопроявлениями, а более тяжелая жидкость глушения поглощается пластом;
- при глушении скважин, расположенных в зонах с пластовым давлением ниже гидростатического (в этих условиях происходит поглощение жидкости глушения в больших объемах, сопровождаемое последующей кольматацией ПЗП, ухудшением фазовой проницаемости по нефти и длительным выводом скважины на режим после ремонта);
- при глушении скважин, расположенных в зонах с повышенным пластовым давлением относительно гидростатического (применение в этих условиях тяжелых водных растворов хлористого натрия или хлористого кальция приводит к необратимому ухудшению фильтрационных свойств ПЗП из-за невысокого коэффициента восстановления проницаемости по нефти после закачки больших объемов водных растворов);
- при глушении скважин, эксплуатирующих объекты с высоким газовым фактором и высоким давлением насыщения;
- при глушении скважин, эксплуатирующих объекты с интервалом перфорации большой протяженности.
Для решения задачи глушения скважин, осложненных аномальными условиями, необходимо применение технологических жидкостей с особыми реологическими и поверхностно-активными свойствами, которые могут противоречить одному или нескольким пунктам требований, предъявляемых к традиционным жидкостям глушения.
Из уровня техники известен способ глушения нефтяных и газовых скважин (патент РФ на изобретение №2047745, МПК Е21В 43/12, C09K 7/06, опубликован 10.11.1995), включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта буферной жидкости, блокирующей жидкости и жидкости для глушения. При этом в качестве буферной жидкости используют поверхностно-активное вещество (далее - ПАВ) или водоуглеводородную эмульсию с содержанием ПАВ. В качестве блокирующей жидкости используют гидрофобно-эмульсионный раствор, содержащий нефть, солевой раствор, эмульгатор, стабилизатор. В качестве жидкости для глушения используют минерализованную воду или солевой раствор. Недостатком способа является отсутствие в технологических жидкостях тампонирующих частиц. В связи с этим, применение способа будет неэффективно в высокопроницаемых коллекторах, т.к. реологические свойства углеводородных эмульсий не обеспечат достаточную для затухания процесса фильтрации блокировку трещин и других высокопроницаемых каналов фильтрации в ПЗП.
Из патента РФ на изобретение №2616632 (МПК E21B 43/12, C09K 8/48, C09K 8/493, опубликован 18.04.2017) известен способ глушения скважин после гидравлического разрыва пласта, включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта солевого раствора на основе хлористого калия, вязкоупругого состава (солевой раствор на основе хлористого калия, каустическая сода и полимер-загуститель с наполнителем) и солевого раствора. Недостатком способа является применение полимера-загустителя с содержанием ксантановой камеди и вермикулита для создания вязкоупругого состава. Применение полимеров-загустителей с содержанием вермикулита приводит к неконтролируемому снижению проницаемости принимающих интервалов и невыполнению одного из основных условий глушения скважин - временное снижение фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП. Также закачка в продуктивный пласт водного раствора хлористого калия на первом этапе реализации способа и его продавка вглубь ПЗП на второй и третьей стадиях отрицательно влияет на фазовую проницаемость продуктивного пласта.
Из патента РФ на изобретение №2184839 (МПК E21B 43/12, опубликован 10.07.2002) известен способ глушения скважин, включающий закачку в призабойную зону пласта инвертной эмульсионно-суспензионной системы, содержащей минерализованную водную дисперсную фазу, углеводородную дисперсионную фазу - в частности, нефть или продукты ее переработки, эмульгатор, стабилизатор - гидрофобный модифицированный парами диметилдихлорсилана кремнезем. Недостатком способа является то, что добавка химически модифицированного кремнезема не изменяет фазовую проницаемость поверхности поровых каналов, а лишь увеличивает стабильность эмульсионно-суспензионной системы. А также недостатком является отсутствие в инвертной эмульсионно-суспензионной системе тампонирующих частиц, применяющихся для снижения фильтрационно-емкостных характеристик трещиноватых высокопроницаемых коллекторов.
Из патента СА 2765192 (МПК C09K 8/36, C09K 8/467, E21B 7/00, опубликован 23.12.2010) известен способ приготовления инвертной эмульсии для глушения скважин. Эмульсия содержит углеводороды, водный раствор, эмульгатор, разлагаемые частицы и тампонирующие частицы. Недостатком способа является технологически необоснованное объемное содержание в инвертной эмульсии водной фазы в интервале от 1 до 70% об. Содержание водной фазы в указанном интервале не обеспечит эмульсии вязкость, достаточную для блокировки высокопроницаемых интервалов ПЗП. Также применение волокнистых материалов в совокупности с крупными частицами со средним диаметром от 1 до 1500 мкм неэффективно в коллекторах со средними и низкими фильтрационно-емкостными характеристиками, т.к. диаметр крупных частиц не обеспечит достаточное проникновение эмульсии вглубь ПЗП для предотвращения перетоков в системе пласт-скважина.
Из патента РФ на изобретение №2441975 (МПК E21B 43/12, опубликован 10.02.2012) известен способ глушения в осложненных условиях газовых и газоконденсатных скважин, включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта блокирующей композиции с последующей ее продавкой продавочной жидкостью, жидкости глушения, технической воды, тампонирующего состава с последующей продавкой, и снова жидкости глушения, вымывающей из затрубного пространства скважины остатки тампонирующего состава, продавочной жидкости и технической воды. В качестве блокирующей композиции используют, в частности, загущенный инвертно-эмульсионный раствор. В качестве продавочной жидкости используют водометанольный раствор, в качестве жидкости глушения - эмульсионный раствор или водный раствор хлорида натрия. В качестве тампонирующего состава используют глинистый раствор. Недостатком способа является технологическая сложность осуществления способа - технологические жидкости закачиваются в 4 стадии, что увеличивает продолжительность проведения операции по глушению, количество агрегатов и стоимость операции по глушению. Также недостатком является применение глинистого раствора в качестве тампонирующего раствора, т.к. набухающая способность субкапиллярных частиц глины при взаимодействии с пластовыми и закачиваемыми водами приведет к кольматации фильтрационных каналов ПЗП на длительный период времени.
Для решения указанных проблем разработки нефтяных и газовых месторождений предлагается способ глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором или нефтяных и газовых скважин, вскрывших пласты с аномально-низким или аномально-высоким пластовым
давлением, основанный на последовательной закачке в ПЗП эмульсионной системы, эмульсионно-суспензионной системы и водного раствора хлористого кальция или хлористого калия с содержанием ПАВ.
3
Сущность изобретения заключается в том, что способ согласно первому варианту выполнения, применяющийся при приемистости скважин ниже 350 м/сут., включает последовательную закачку в призабойную зону пласта блокирующей пачки, закрепляющей пачки и продавочной жидкости, при этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, в качестве закрепляющей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5-1, сухую аморфную двуокись кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1-3, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием поверхностно-активного вещества -гидрофобизатора марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 1-2% об., причем в блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве эмульгатора используют композицию, содержащую (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо - остальное, в блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую (% об.): двуокись кремния - 31-32.5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67-69, вода -остальное, или двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-69 и метиловом спирте -остальное, или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.
3
Способ согласно второму варианту выполнения, применяющийся при приемистости скважин выше 350 м/сут., включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта блокирующей пачки, закрепляющей пачки и продавочной жидкости, при этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, в качестве закрепляющей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5-1,
микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с размером от 0.2 до 4 мкм - 3-8, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием поверхностно-активного вещества - гидрофобизатора марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 1-2% об., причем в блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве эмульгатора используют композицию, содержащую (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо - остальное, в блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую (% об.): двуокись кремния - 31-32.5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67-69, вода - остальное, или двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-69 и метиловом спирте - остальное, или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.
Техническим результатом изобретения является повышение технологической эффективности работ по глушению нефтяных скважин с высоким газовым фактором и нефтяных и газовых скважин, осложненных аномально-низким или аномально-высоким пластовым давлением.
Изобретение иллюстрируется следующими графическими материалами.
На фиг. 1 приведена таблица, раскрывающая технику и оборудование для приготовления и закачки технологических жидкостей.
3
На фиг. 2 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений плотности систем, применяемых для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором и глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-высоким пластовым давлением (плотность водной составляющей - 1300 кг/м).
3
На фиг. 3 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений плотности систем, применяемых для глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-низким пластовым давлением (плотность водной составляющей - 1050 кг/м).
3
На фиг. 4 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений агрегативной устойчивости систем, применяемых для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором и глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-высоким пластовым давлением (плотность водной составляющей - 1300 кг/м).
На фиг. 5 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений агрегативной устойчивости систем, применяемых для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором и глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-низким пластовым давлением.
На фиг. 6 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений кинематической вязкости систем, применяемых для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором
3
и глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-высоким пластовым давлением (плотность водной составляющей - 1300 кг/м).
Положенная в основу способа последовательность радиального размещения двух видов пачек в ПЗП предусматривает усиление их блокирующих свойств по мере приближения к околоскважинной зоне пласта из глубины ПЗП, т.к. по мере приближения к околоскважинной зоне пласта увеличивается действующая депрессия. В удаленной части ПЗП депрессия минимальна и на определенном расстоянии от скважины стремится к нулю. Для блокировки этой зоны пласта применяется блокирующая пачка, представленная эмульсионной системой (ЭС) с содержанием наночастиц коллоидной двуокиси кремния, которая обладает градиентом сдвига, достаточным, чтобы препятствовать прорыву закачиваемых следом рабочих агентов вглубь пласта и наоборот при репрессии препятствующая прорыву пластовых флюидов по высокопроницаемым интервалам из глубины пласта в околоскважинную зону пласта. По мере увеличения депрессии при приближении к околоскважинной зоне пласта требования к прочности закрепления блокирующей пачки возрастают, поэтому в ПЗП вслед за блокирующей пачкой закачивается закрепляющая пачка, представленная ЭСС с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния и сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм. или микрочастиц, представленных ильменитом или тетраоксидом тримарганца, которая обладает повышенным градиентом сдвига.
Содержание сухой аморфной двуокиси кремния составляет 92-99% масс., оставшаяся часть - это примеси, остающиеся после выработки. В качестве примесей могут быть, в частности, следующие вещества (% масс.): нелетучие с фтористо-водородной кислотой вещества (0.2-0.5), нитраты (0.002-0.005), сульфаты (0.015), хлориды (0.001-0.005), железо (0.002-0.005), тяжелые металлы (0.003-0.007) и др. согласно ГОСТ 9428-73 «Реактивы. Кремний (IV) оксид. Технические условия (с Изменениями N 1, 2)». Какие именно содержатся примеси в сухой аморфной двуокиси кремния в настоящем изобретении - не является его существенным признаком, поскольку не влияет на достижение его технического результата.
Закрепляющая пачка формирует экран, который благодаря комплексу высоких адгезионных и реологических характеристик способен противостоять высокому перепаду давлений (до 200 атм.) без прорыва пластового флюида и поглощения технологических жидкостей. Кроме того, селективность воздействия ЭС и ЭСС на наиболее проницаемые интервалы ПЗП и большие радиальные размеры блокирующей пачки, которая закреплена высоковязкой пачкой, препятствует выносу эмульсионных систем из ПЗП при освоении и эксплуатации скважины после ремонта, что обеспечивает эксплуатацию скважины без прорывов газа по наиболее проницаемым интервалам ПЗП, перераспределение фильтрационных потоков и высокую длительность технологического эффекта.
При движении ЭС и ЭСС в пористой среде ее эффективная вязкость зависит от объемного водосодержания в системе и скорости фильтрации системы в пористой среде, увеличиваясь с ростом объемного водосодержания и снижением скорости фильтрации. Это приводит к тому, что при движении ЭС и ЭСС в пористой среде происходит саморегулирование вязкостных свойств, скорости и направления фильтрации в глубь пласта. Эти реологические свойства ЭС и ЭСС позволяют сформировать радиальный экран, который преимущественно блокирует наиболее проницаемые интервалы ПЗП.
Выбор скважины и требования к объекту воздействия
Для осуществления способа выбираются следующие скважины:
3
- нефтяные скважины с высоким газовым фактором (выше 600 м/т);
- нефтяные скважины с высоким буферным давлением (выше 50 атм.), вследствие прорыва газа по наиболее проницаемым пропласткам (образование конуса газа в монолитном пласте);
- нефтяные и газовые скважины, вскрывшие пласты с аномально-низким пластовым давлением;
- нефтяные и газовые скважины, вскрывшие пласты с аномально-высоким пластовым давлением.
К скважинам-кандидатам предъявляются следующие основные требования:
- интервал перфорации и зумпф скважины должны быть свободны от осадков и посторонних предметов;
- обсадная колонна должна быть герметична;
- пластовая температура не лимитируется, но должна быть определена до начала работ;
3
- приемистость скважины по воде должна быть не менее 150 м/сут. при давлении нагнетания на устье не более 120 атм, при недостаточной приемистости проводят обработку ПЗП одним из стандартных методов увеличения приемистости скважины;
- верхний предел приемистости не лимитируется.
Приготовление ЭС и ЭСС производится на установках приготовления растворов: блок приготовления растворов «БПР» (емкость с лопастной мешалкой и внешним центробежным насосом). Необходимое оборудование для приготовления эмульсионных систем представлено на фиг. 1.
В емкость для приготовления систем набирается дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20-30% об. Далее запускается центробежный насос на циркуляцию и лопастной перемешиватель. После этого последовательно в дизельном топливе диспергируются эмульгатор - 2-3% об., коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1% об. и водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное.
Приготовление закрепляющей пачки производится на установке «БПР».
В емкость для приготовления систем набирается дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20% об. Далее запускается центробежный насос на циркуляцию и лопастной перемешиватель. После этого последовательно в дизельном топливе диспергируются эмульгатор - 2-3% об., коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1% об., сухая аморфная двуокись кремния с размером частиц от 5 до 500 нм. - 1-3% об. или микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца размером от 0.2 до 4 мкм -3-8, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное.
Ввод составляющих в углеводородную основу производится через эжектор с помощью вакуумного шланга. Скорость загрузки составляющих лимитируется всасывающей производительностью эжектора.
Технологические емкости должны быть оборудованы лопастными, обеспечивающими постоянное и равномерное распределение реагентов по всему объему. Для обеспечения получения и поддержания свойств стабильности систем рекомендуется применять лопастные мешалки с реверсивным направлением вращения.
Качество приготовления и стабильность свойств систем зависит от полноты охвата перемешиванием всего объема емкости приготовления, чистоты емкостей, скорости ввода составляющих и времени диспергирования. Рекомендуется использовать емкость со «скошенными» углами (форма близкая к цилиндрической).
Контроль качества приготовления ЭС и ЭСС проводится путем проверки седиментационной устойчивости систем. Тест считается положительным, если при выдержке систем при комнатной температуре в течение 2 ч произошло отделение водной или углеводородной фазы не более 2% от объема эмульсионной системы.
Количество и вид специальной техники и оборудования для проведения работ на скважине представлены на фиг. 1. Расчет произведен при условии приготовления систем на растворном узле «БПР». Представленный перечень оборудования и специальной техники является базовым и может включать в себя дополнительные наименования в зависимости от условий проведения работ, месторасположения растворного узла, технологических параметров и особенностей конструкции скважины.
Осуществляют следующие подготовительные работы на скважине:
- До начала глушения останавливают скважину, производят ее разрядку, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании.
- Проверяют наличие циркуляции в скважине и принимают решение по варианту закачки технологических жидкостей.
- Определяют величину текущего пластового давления.
- Производят расстановку техники для глушения согласно утвержденной схемы.
- Производят обвязку оборудования и опрессовку нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое рабочее в 1.5 раза, соблюдая меры безопасности. Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном.
Для поддержания непрерывности глушения, комплекс по глушению на кустовой площадке должен иметь достаточное количество автоцистерн, с необходимым объемом жидкостей для глушения конкретной скважины.
При полном отсутствии циркуляции в скважине восстановление циркуляции и глушение скважины производят по специально разработанным планам. Способ осуществляют следующим образом.
Порядок закачки технологических жидкостей при глушении нефтяных и газовых скважин следующий:
3
3
1) Производят закачку в ПЗП ЭС в качестве блокирующей пачки в объеме 5-20 м на метр перфорированной мощности пласта (м/м). ЭС содержит дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти, эмульгатор, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия.
3
2) Производят закачку в ПЗП ЭСС в качестве закрепляющей пачки в объеме 3-10 м/м. ЭСС содержит дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти, эмульгатор, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, сухую аморфную двуокись кремния, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия.
3
3) Производят продавку блокирующей и закрепляющей пачек и заполнение скважины продавочной жидкостью - водным раствором хлористого кальция или хлористого калия с содержанием поверхностно-активного вещества - в частности, гидрофобизатора марок ИВВ-1 или ЧАС-М в объеме 2-7 м/м.
Гидрофобизатор «ИВВ-1» выпускается по ТУ 2482-111-56856807-2016 и представляет собой смесь алкилдиметилбензиламоний хлорида и четвертичной амониевой соли третичного амина, получаемый путем конденсации алкилдиметиламина и бензилхлорида.
Гидрофобизатор «ЧАС-М» выпускается по ТУ 20.41.20-125-56856807-2017 и представляет собой водно-спиртовой раствор четвертичных аммониевых солей алкилдиметиламина.
3
При глушении нефтяной скважины с высоким газовым фактором и глушении нефтяных и газовых скважин с аномально-высоким пластовым давлением в качестве водной составляющей систем и продавочной жидкости выбирается водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с плотностью не менее 1250 кг/м.
3
При глушении нефтяных и газовых скважин с аномально-низким пластовым давлением в качестве водной составляющей систем и продавочной жидкости выбирается водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с плотностью не более 1100 кг/м.
Конкретный объем закачиваемых в ПЗП блокирующей, закрепляющей пачек и продавочной жидкости находится в зависимости от приемистости скважины.
3
При приемистости скважин ниже 350 м/сут. в качестве блокирующей пачки можно использовать ЭС, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия -остальное. В качестве закрепляющей пачки можно использовать ЭСС, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5-1, сухую аморфную двуокись кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1-3, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное. В блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве эмульгатора можно использовать композицию, содержащую (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо - остальное. В блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния можно использовать:
- двуокись кремния - 31-32.5% об. в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67-69% об., вода - остальное, или
- двуокись кремния - 30-31% об. в изопропаноле - 67-69% об. и метиловом спирте -остальное, или
- двуокись кремния - 29-31% об. в этиленгликоле - 69-71% об.
В продавочной жидкости в качестве поверхностно-активного вещества можно использовать гидрофобизатор марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 1-2% об.
3
При приемистости скважин выше 350 м/сут. в качестве блокирующей пачки можно использовать ЭС, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия остальное. В качестве закрепляющей пачки можно использовать ЭСС, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5-1, микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с размером от 0.2 до 4 мкм - 3-8, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное. В блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве эмульгатора можно использовать
композицию, содержащую (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо - остальное. В блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния можно использовать:
- двуокись кремния - 31-32.5% об. в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67-69% об., вода - остальное, или
- двуокись кремния - 30-31% об. в изопропаноле - 67-69% об. и метиловом спирте - остальное, или
- двуокись кремния - 29-31% об. в этиленгликоле - 69-71% об.
В продавочной жидкости в качестве поверхностно-активного вещества можно использовать гидрофобизатор марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 1-2% об.
Регулирование основных физических параметров систем и водных растворов солей производится на основе расчета плотности, обеспечивающем необходимое противодавление на пласт с учетом результатов лабораторных экспериментов на совместимость с минералами коллектора, пластовыми флюидами (пластовой водой, нефтью, попутным газом).
Кроме основных физических свойств технологических жидкостей необходимо определить:
- количество циклов;
- способ закачки технологических жидкостей;
- скорости закачки технологических жидкостей.
Могут применяться два варианта закачки технологических жидкостей в скважину: прямой или обратный. Традиционно, процесс закачки жидкости глушения должен производиться в трубное пространство скважины (прямая закачка). Но для закачки блокирующей и закрепляющей пачек предпочтительным вариантом является обратная закачка через кольцевое межтрубное пространство. Не рекомендуется производить глушение прямой закачкой при наличии спущенного электроцентробежного насоса (ЭЦН)/штангового насоса (ШГН) в связи с риском обрыва колонны труб с ростом давления при передавливании блокирующего и закрепляющего составов через отверстие сбивного клапана.
Прямая закачка осуществляется посредством нагнетания технологических жидкостей в трубное пространство насосно-компрессорных труб (НКТ) и обладает следующими преимуществами:
- меньшая продолжительность операции;
- меньшее рабочее давление, создаваемое насосным агрегатом;
- отсутствие риска повреждения колонны при повышении давления закачки;
- отсутствие риска поглощения через негерметичности колонны;
- отсутствие эффекта смывания отложений с поверхности колонны и НКТ на забой;
- отсутствие противодвижения жидкостей: закачиваемых технологических жидкостей и всплывающей скважинной жидкостью.
Обратная закачка технологических жидкостей через затрубное пространство применяется при следующих условиях:
- невозможности сбить сбивной клапан;
- наличии пробок в НКТ (отсутствии циркуляции через НКТ);
- рисках не прохождения технологических жидкостей через НКТ.
Для глушения скважин с аномально-низким пластовым давлением при установке блокирующих пачек на вскрытый интервал возможно одновременное использование и прямого и обратного способа закачки.
Блокирующий и закрепляющий составы с указанным в данном изобретении соотношением компонентов, составляющих систему, не предназначены для глушения скважин с негерметичностью эксплуатационной колонны.
Закачка технологических жидкостей должна производиться непрерывно с производительностью, предотвращающей снижение плотности технологических жидкостей всплывающими газом и нефтью, а также при давлении на агрегате, исключающем поглощение жидкости. Процесс глушения в пределах одного цикла должен быть непрерывным.
Скорость закачки технологических жидкостей определяется величиной пластового давления:
- В случае высокого газового фактора и аномально высокого пластового давления скорость закачки должна быть максимальной, превышающей производительность скважины при условии, что давление при этом не превышает предельно допустимого (по условиям давления опрессовки колонны).
- В случае аномально низкого пластового давления в целях минимизации репрессии на продуктивный пласт и снижения объемов поглощения скважинной жидкости продуктивным пластом оптимальна закачка от 200 до 500 литров раствора глушения в минуту (3-8 л/с).
Требуемая плотность технологических жидкостей определяется на основе расчета исходя из условия создания столбом технологических жидкостей давления, превышающего текущее пластовое давление на коэффициент безопасности.
Количество сухого хлористого калия или хлористого кальция, требуемого для приготовления необходимого объема водного раствора определенной плотности, рассчитывается по следующей формуле:
где:
р
М - количество реагента, кг;
р
3
Y - удельный вес реагента, г/см;
жг
3
Y - удельный вес технологических жидкостей глушения, г/см;
в
3
Y - удельный вес технической воды, применяемой для приготовления технологических жидкостей, г/см;
р
3
V - требуемый объем водного раствора, м.
Расчет необходимой плотности технологических жидкостей при полной замене скважинной жидкости определяется по следующей формуле:
где:
3
ρ - расчетная плотность технологических жидкостей, кг/м;
пл
Р - пластовое давление, МПа;
П - коэффициент безопасности удельного веса технологических жидкостей, определяемый Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденные приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 №101;
Н - расстояние от устья до кровли пласта по вертикали, м.
Для скважины, в которой вскрыто несколько пластов с разными пластовыми давлениями, и расстояние между ними составляет более 50 м, в расчетах принимается величина Н от устья скважины до кровли пласта с более высоким пластовым давлением. Независимо от того, всплывает поднасосная жидкость или нет, или ее плотность и плотность технологических жидкостей изменятся при смешивании, расчетной плотности должно быть достаточно для глушения скважины.
Для определения объема продавочной жидкости рассчитывается внутренний объем скважины с учетом толщины стенки труб, объема спущенных НКТ и глубины спуска глубинно-насосного оборудования (ГНО) (формулы 3-6). Требуемый объем продавочной жидкости V можно определить как разность между внутренним объемом скважины и объемом НКТ по телу трубы:
где:
эк
3
V - объем эксплуатационной колонны, м;
нкт
3
V - объем жидкости, вытесняемый металлом НКТ, м;
шт
3
V - объем жидкости, вытесняемый металлом штанг, м (при наличии);
1,1 - коэффициент запаса.
При этом:
где:
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
3
Н - глубина скважины, м.
где:
1
d и d - соответственно внешний и внутренний диаметры НКТ, м;
сп
Н - глубина спуска насоса, м.
где:
шт.ср.
_
d средневзвешенный диаметр штанг, определяется по формуле:
где:
шт.1,2,3
_
d диаметры ступеней колонны штанг, м;
шт.1,2,3
_
h длины ступеней колонны штанг, м.
В качестве заключительных мероприятий на скважине необходимо произвести следующие работы:
1. Проверить закрытие всех задвижек на фонтанной арматуре.
2. Разрядить нагнетательную линию, убедиться в отсутствии избыточного давления.
3. Демонтировать нагнетательную линию, не допуская розливов технологической жидкости (использовать экологические поддоны).
4. Разрядить давление до атмосферного в трубопроводе от скважины до групповой замерной установки (ГЗУ).
Лабораторные исследования физических свойств систем (ЭС и ЭСС). Для исследования физических свойств ЭС и ЭСС были подготовлены образцы блокирующей и закрепляющей пачек с различным объемным содержанием компонентов.
В результате проведения экспериментов определялись следующие параметры систем:
- плотность;
- агрегативная устойчивость;
- термостабильность;
- кинематическая вязкость.
После приготовления образцов систем производилась их выдержка не менее 4 часов при комнатной температуре до начала проведения экспериментов.
Измерение плотности систем
3
Результаты измерения плотности ЭС и ЭСС (пикнометрический метод), применяемых для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором и глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-высоким пластовым давлением (плотность водной составляющей - 1300 кг/м), представлены на фиг. 2.
3
Результаты измерения плотности ЭС и ЭСС, применяемых для глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-низким пластовым давлением (плотность водной составляющей -1050 кг/м), представлены на фиг. 3.
Измерение агрегативной устойчивости систем
Агрегативная устойчивость - это способность систем сохранять степень дисперсности внутренней фазы.
Оценку проводили по показателю электростабильности - измерений значений электрического напряжения, соответствующего моменту разрушения систем, заключенной между электродами измерительной ячейки прибора. Эксперименты проводились на приборе марки FANN.
3
Результаты измерения агрегативной устойчивости систем, применяемых для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором и глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-высоким пластовым давлением (плотность водной составляющей - 1300 кг/м), представлены на фиг. 4.
Измерение термостабильности систем
Измерение термостабильности систем проводили путем их выдержки в мерных герметично закрытых цилиндрах в термошкафу в течение 24 часов при заданном температурном режиме 80°C. Тест считался положительным (образец стабилен), если после 6 ч термостатирования из эмульсионной системы отделилось не более 2 об. % воды от общего объема водной составляющей систем. В результате экспериментов на термостабильность определено, что все образцы стабильны в течение 24 часов.
Измерение кинематической вязкости систем
3
Результаты измерения кинематической вязкости систем, применяемых для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором и глушения нефтяных и газовых скважин с аномально-высоким пластовым давлением (плотность водной составляющей - 1300 кг/м), представлены на фиг. 5. Измерения проводились при температуре 20°C (погрешность измерения температуры ± 0,1°C) на вискозиметре ВПЖ-2 с константой вискозиметра - 0,09764. Перед экспериментами системы перемешивали в механической мешалке при заданной скорости 1200 об/мин в течение 20 минут.
Результаты комплекса проведенных базовых лабораторных исследований физических свойств ЭС и ЭСС подтвердили высокие технологические свойства разработанных составов. Особенно важными параметрами являются высокая термостабильность и агрегативная устойчивость систем, а также возможность регулировать вязкостные свойства ЭС и ЭСС в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП.
3
Далее приведены примеры осуществления способа в нефтяных скважинах с высоким газовым фактором и нефтяных и газовых скважинах с аномально-высоким пластовым давлением при приемистости скважин ниже и выше 350 м/сут.