Способ глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта (варианты)
METHOD OF DAMPING OIL AND GAS WELLS WITH HIGHLY PERMEABLE FRACTURES OF THE HYDRAULIC FRACTURING (VARIANTS)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных и газовых скважин.
Современное состояние нефтегазоносных объектов разработки в основных нефтегазодобывающих странах характеризуется истощением запасов нефти и газа. Данный факт приводит к необходимости широкого внедрения различных видов физических и химических методов воздействия на нефтегазоносные пласты с целью интенсификации добычи нефти. Одним из наиболее широко распространенных физических методов интенсификации добычи нефти является гидравлический разрыв пласта (далее - ГРП). Гидравлический разрыв пласта направлен на создание в продуктивном пласте сети высокопроницаемых трещин, которые обеспечивают приток нефти и газа из менее проницаемых и слабодренируемых зон продуктивного пласта.
Наряду с этим, гидравлический разрыв пласта имеет и недостатки, к примеру, неконтролируемый рост трещины гидравлического разрыв пласта приводит к тому, что под высоким давлением гидроразрыва, трещины прорываются к ниже или вышележащим водоносным пластам и этим обеспечивают гидродинамическое сообщение скважины с водоносными пластами.
Дополнительные сложности для специалистов отрасли представляют вопросы глушения скважин, в которых был проведен гидравлический разрыв пласта, т.к. наличие в призабойной зоне пласта (далее - ПЗП) искусственно созданной сети высокопроницаемых трещин, закрепленной пропантом, приводит к поглощению огромных объемов жидкостей глушения на водной основе, что отрицательно сказывается на фазовой проницаемости горных пород и снижает эффективность геолого-технических мероприятий по глушению, освоению и выводу скважины на режим.
Из уровня техники известен способ глушения нефтяных и газовых скважин (патент РФ на изобретение №2047745, МПК E21B 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 коллекторах с высокопроницаемыми трещинами ГРП.
Из патента РФ на изобретение №2483092, МПК C09K 8/42, опубликован 27.05.2013 известен способ приготовления состава полисахаридного геля для глушения скважин, содержащего пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, сшиватель -ацетат хрома с оксидом магния, хлористый кальций. Недостатком способа является применение нерастворимого в пластовых условиях полисахаридного геля, приводящего к неконтролируемой кольматации ПЗП и отсутствие в технологических жидкостях тампонирующих частиц, применяющихся для снижения фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов с высокопроницаемыми трещинами ГРП.
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 №2279462, МПК C09K 8/42, опубликован 10.07.2006 известен способ приготовления жидкости для глушения нефтегазовых скважин, содержащей эмульсию полимера, эмульгатор - поверхностно-активное вещество, водный раствор минеральной соли - в частности, хлористого кальция или хлористого калия, высокодисперсный гидрофобный материал - в частности, диоксид кремния, оксиды титана, железа, по одному из вариантов дополнительно применяется углеводород. Недостатком способа является применение полимеров для загущения жидкости глушения. Применение водных растворов полимеров к неконтролируемому снижению проницаемости принимающих интервалов и невыполнению одного из основных условий глушения скважин - временное снижение фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП.
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 отсутствие в инвертной эмульсионно-суспензионной системе тампонирующих частиц, применяющихся для снижения фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов с высокопроницаемыми трещинами ГРП.
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.
Для решения указанных проблем разработки нефтяных и газовых месторождений предлагается способ глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта, основанный на последовательной закачке в ПЗП эмульсионно-суспензионной системы и водного раствора хлористого кальция или хлористого калия с содержанием гидрофобизатора.
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 и продавочной жидкости, при этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0,5-1, содержащий (% об.) двуокись кремния - 31-32,5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67-69, воду - остальное, гидрофильные наночастицы двуокиси кремния - 1-3, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, 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 качестве гидрофильных наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую (% об.): двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-69 и метиловом спирте - остальное, или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное, или сухую аморфную двуокись кремния с размером частиц от 5 до 500 нм, в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием гидрофобизатора марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 2% об.
3
Способ согласно второму варианту выполнения, применяющийся при приемистости скважин выше 350 м/сут, включает последовательную закачку в призабойную зону пласта блокирующей пачки и продавочной жидкости, при этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5-1, содержащий (% об.) двуокись кремния - 31-32,5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67-69, воду - остальное, гидрофильные микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0.2 до 5 мкм - 2-5, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, 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 качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием гидрофобизатора марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 2% об.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности геолого-технических мероприятий по глушению нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта.
Изобретение иллюстрируется следующими графическими материалами.
На фиг. 1 приведено схематическое изображение структуры множественной эмульсии.
На фиг. 2 приведена таблица, раскрывающая технику и оборудование для приготовления и закачки блокирующей пачки (далее - БП).
На фиг. 3 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерения плотности эмульсионно-суспензионной системы (далее - ЭСС) с содержанием гидрофобных и гидрофильных наночастиц двуокиси кремния.
На фиг. 4 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерения плотности ЭСС с содержанием гидрофобных наночастиц двуокиси кремния и микрочастиц ильменита.
На фиг. 5 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений агрегативной устойчивости (электростабильности) ЭСС с содержанием гидрофобных и гидрофильных наночастиц двуокиси кремния.
На фиг. 6 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений агрегативной устойчивости (электростабильности) ЭСС с содержанием гидрофобных наночастиц двуокиси кремния и микрочастиц ильменита.
На фиг. 7 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений агрегативной устойчивости (электростабильности) ЭСС с содержанием гидрофобных наночастиц двуокиси кремния и микрочастиц тетраоксида тримарганца.
На фиг. 8 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений кинематической вязкости ЭСС с содержанием гидрофобных и гидрофильных наночастиц двуокиси кремния.
На фиг. 9 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений кинематической вязкости ЭСС с содержанием гидрофобных наночастиц двуокиси кремния и микрочастиц ильменита.
На фиг. 10 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений кинематической вязкости ЭСС с содержанием гидрофобных наночастиц двуокиси кремния и микрочастиц тетраоксида тримарганца.
Содержание в ЭСС тампонирующих частиц - наночастиц с различными поверхностно-активными свойствами - позволяет создать множественную эмульсию. Множественная эмульсия является одним из наиболее стабильных видов эмульсий и позволяет регулировать реологические свойства ЭСС в широком диапазоне. На фиг. 1 представлено схематическое изображение структуры множественной эмульсии, в которой 1 - углеводородная среда, 2 - глобулы водной фазы, 3 - глобулы углеводородной фазы, 4 - адсорбционно-сольватные слои наночастиц и ПАВ.
При адсорбции поверхностно-активных наночастиц двуокиси кремния на адсорбционно-сольватные слои глобул водной и углеводородной фаз эмульсии создается дополнительный слой, предотвращающий коалесценцию глобул.
Приготовление блокирующей пачки (БП) производится на установке приготовления растворов: блок приготовления растворов «БПР» - миксер с мешалкой и внешним центробежным насосом.
Необходимое оборудование для приготовления блокирующей пачки указано на фиг. 2.
3
Для скважин с приемистостью ниже 350 м/сут в емкость для приготовления эмульсионной системы набирается (% об.): дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-30, далее запускается центробежный насос на циркуляцию и лопастной перемешиватель, после этого последовательно в дизельном топливе диспергируются эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния в монометиловом эфире пропиленгликоля и воде - 0.5-1, гидрофильные наночастицы двуокиси кремния - 1-3, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное.
В качестве тампонирующих частиц - гидрофильных наночастиц двуокиси кремния - можно использовать, в частности, композицию одного из следующих составов (% об.):
- двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-69 и метиловом спирте - остальное;
- двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное;
- сухую аморфную двуокись кремния с размером частиц от 5 до 500 нм.
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.
3
Для скважин с приемистостью выше 350 м/сут в емкость для приготовления систем набирается (% об.) дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-30, далее запускается центробежный насос на циркуляцию и лопастной перемешиватель, после этого последовательно в дизельном топливе диспергируются эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1, микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца размером от 0.2 до 5 мкм - 2-5 в качестве тампонирующих частиц, а также водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное.
3
3
В качестве эмульгатора как для скважин с приемистостью ниже 350 м/сут, так и для скважин с приемистостью выше 350 м/сут, может применяться композиция следующего состава (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая, олеиновая, линоленовая) и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо (летнее или зимнее) - остальное.
Ввод составляющих ЭСС в углеводородную основу производится последовательно в указанном порядке через эжектор с помощью вакуумного шланга. Скорость загрузки составляющих лимитируется всасывающей производительностью эжектора.
Используемые емкости должны быть оборудованы лопастными или иными мешалками, обеспечивающими постоянное и равномерное распределение реагентов по всему объему. Для обеспечения получения и поддержания стабильности свойств ЭСС рекомендуется применять лопастные мешалки с реверсивным направлением вращения.
Качество приготовления и стабильность свойств ЭСС 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 ЭСС проводится путем проверки седиментационной устойчивости ЭСС. Тест считается положительным, если при выдержке образца ЭСС при температуре 20°C в течение 2 ч произошло отделение водной фазы в объеме, не превышающим 3% от объема ЭСС.
Ниже приведен расчет объема блокирующей пачки.
БП
3
Объем БП (V), м определяется объемами вскрытого интервала перфорации, зумпфа скважины и запаса безопасности, по формуле:
тз
где h - уровень текущего забоя, м;
вд
h - уровень верхней отметки интервала перфорации, м;
зап
h - уровень безопасного запаса, м (при эксплуатационной колонне глубиной менее 500 м ≈ 25 метров);
уд
3
V - удельный внутренний объем обсадной колонны, м на 1 погонный метр;
0,0007 - коэффициент расхода БП на смачивание стенок труб;
сп
h - глубина спуска колонны НКТ;
продавки
3
V - объем продавки БП в пласт, м.
продавки
3
Объем V , м, определяют по формуле:
вскр
где h - вскрытый интервал перфорации, м
a
a
пласт.
гидростат.
пласт.
гидростат.
K - коэффициент аномальности, при этом K=P/ P, где P - пластовое давление, P - гидростатическое давление.
зап
Критерии расчета h - верхней границы установки БП (при эксплуатационной колонне глубиной более 500 м):
1) При наличии подвески электроцентробежного насоса (ЭЦН), БП устанавливается от забоя до интервала, находящегося на 50 м выше верхних отверстий перфорации, но ниже приема насоса на 50 м:
вд
где h - уровень верхних перфорационных отверстий, м;
тек.заб.
h - уровень текущего забоя, м.
2) При наличии пакерного устройства БП устанавливается от текущего забоя до интервала установки пакера:
пак
где h - уровень установки пакерного устройства, м;
тек.заб.
h - уровень текущего забоя, м.
3) При применении гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) с пакерным устройством, БП устанавливается от текущего забоя до интервала установки пакера аналогично формуле 4.
4) При применении ГНКТ без пакера, БП устанавливается от забоя до интервала, находящегося на 50 м выше верхних отверстий перфорации:
hвд
где  - уровень верхних дыр перфорации, м;
тек.заб.
h - уровень текущего забоя, м.
3
3
Дополнительный объем БП на смачивание стенок определяется исходя из минимальной нормы в 1 м на скважину, расчетный расход БП на смачивание составляет 0,7 дм/1 метр спущенных труб. Верхняя граница установки БП должна быть не менее чем на 50 м ниже приема спущенного глубинно-насосного оборудования (ГНО) для обеспечения циркуляции при уравновешивании скважины в процессе глушения.
Установку блокирующей пачки (БП) проводят стандартными методами: «прямой закачки» или «обратной закачки» в зависимости от наличия, вида подземного оборудования скважины и конструктивных особенностей скважины. Предпочтительным является метод «обратной закачки» через кольцевое межтрубное пространство.
Не рекомендуется производить глушение «прямой закачкой» при наличии спущенного электроцентробежного насоса (ЭЦН)/штангового глубинного насоса (ШГН) в связи с риском обрыва колонны с ростом давления при передавливании БП через отверстие сбивного клапана.
При наличии не герметичности эксплуатационной колонны возможным способом установки БП являет метод «прямой закачки» с ограничением максимально допустимого давления в 35 атм на колонну НКТ с ГНО.
Эмульсионная система с данными составляющими не предназначена для глушения скважин с не герметичностью эксплуатационной колонны.
Установка БП прямой закачкой:
1) Объем БП меньше объема НКТ.
Первый этап - закачка БП в НКТ доводка до низа НКТ (подвески насоса) на циркуляции при открытой затрубной задвижке.
БП закачивают в НКТ в объеме пустотного пространства НКТ и перемещают до низа НКТ (среза воронки) жидкостью глушения на циркуляции в объеме:
(цирк)
3
где V - объем жидкости глушения закачиваемой при открытой затрубной задвижке, для перемещения БП до низа НКТ, м;
(НКТ)
3
V - внутренний объем НКТ, м;
(штат)
3
V - водоизмещение штанг, м; (при ЭЦН У(штанг)=0);
(БП)
3
V - объем БП, м;
Второй этап - продавка БП на забой при закрытой затрубной задвижке жидкостью глушения в объеме:
(прод)
3
где V - объем жидкости глушения закачиваемой при закрытой затрубной задвижке (на продавку), м;
3
3
0,001 - коэффициент перерасчета дм(л) в м;
к.(уд)
3
V - удельный внутренний объем обсадной колонны под ГНО, дм/м,
(НКТ)
h - глубина подвески насоса или НКТ, м;
(тек.заб.)
h - глубина текущего забоя, м;
(БП)
3
V - объем БП, м;
(скв. под ГНО)
3
V - объем скважины под ГНО, м,
3
1 - запас объема жидкости глушения на продавку БП в пласт, м;
2) Объем БП больше объема НКТ.
Первый этап - закачка БП в НКТ в объеме пустотного пространства НКТ (до подвески насоса) на циркуляции при открытой затрубной задвижке на перемещение.
(БП-цирк)
3
где V - объем БП закачиваемой при открытой затрубной задвижке, м;
(НКТ)
3
V - внутренний объем НКТ, м;
(штанг)
3
V - водоизмещение штанг, м; (при ЭЦН V(штанг)=0);
Второй этап - закачка в НКТ оставшегося объема БП и ее продавка на забой при закрытой затрубной задвижке жидкостью глушения в объеме:
(прод)
3
где V - объем жидкости глушения закачиваемой на продавку при закрытой затрубной задвижке, м;
3
3
0,001 - коэффициент перерасчета дм(л) в м;
к.(уд)
3
V - удельный внутренний объем обсадной колонны под ГНО, дм/м;
(НКТ)
h - глубина подвески насоса или НКТ, м;
(тек.заб.)
h - глубина текущего забоя, М;
НКТ(уд.)
3
V - удельный внутренний объем НКТ, дм/м;
(штанг)
3
V - водоизмещение штанг,, М; (при ЭЦН V(штанг)=0);
(БП)
3
V - объем БП, м;
(скв. под ГНО)
3
V - объем скважины под ГНО, м;
(НКТ)
3
V - внутренний объем НКТ, м;
3
1 - запас объема жидкости глушения на продавку БП в пласт, м;
При продавке БП на забой скважины при глушении методом прямой закачки рекомендуется не превышать предельное давление на подвеску насоса, давление опрессовки колонны и кабельного ввода (как правило, максимально до 60 атм).
После установки БП на забое скважины операция глушения заканчивается замещением затрубного объема скважинной жидкости расчетным объемом жидкости глушения:
(замещ.)
3
где V - объем жидкости глушения закачиваемой в НКТ на циркуляции для замещения затрубной жидкости, м;
3
3
0,001 - коэффициент перерасчета дм в м;
затруб. (уд)
3
V - удельный объем затрубного пространства, дм/м;
(НКТ)
h - глубина подвески насоса или НКТ, м;
1,5 - запас жидкости глушения для полноценной промывки с выходом чистого раствора глушения на устье скважины.
Установка БП при глушении обратной закачкой:
1) Первый этап - закачка БП в затрубное пространство и доводка до низа НКТ (или до подвески насоса) на циркуляции при открытой задвижке НКТ на перемещение жидкостью глушения в объеме.
(цирк)
3
где V - объем жидкости глушения закачиваемой при открытой задвижке НКТ, м;
(затр.)
3
V - объем затрубного пространства до низа НКТ или до подвески насоса, м;
(БП)
3
V - объем БП, м;
2) Второй этап - продавка БП при закрытой задвижке НКТ жидкостью глушения в объеме:
(прод)
3
где V - объем жидкости глушения закачиваемой на продавку при закрытой задвижке НКТ, м;
3
3
0,001 - коэффициент перерасчета дм(л) в м;
затр..(уд)
3
V - удельный внутренний объем затрубного пространства, дм/м;
(затр.)
3
V - объем затрубного пространства до низа НКТ или подвески насоса, м;
(НКТ)
h - глубина подвески насоса или НКТ, м;
(тек.заб.)
h - глубина текущего забоя, м;
(БП)
3
V - объем БП, м;
(скв. под ГНО)
3
V - объем скважины под ГНО, м;
3
1 - запас объема жидкости глушения на продавку БП в пласт, м.
При продавке БП к забою скважины методом обратной закачки рекомендуется не превышать давление опрессовки кабельного ввода (как правило, 80 атм), давления опрессовки эксплуатационной колонны.
3
3
В качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием гидрофобизатора. При этом в качестве гидрофобизатора как для скважин с приемистостью ниже 350 м/сут, так и для скважин с приемистостью выше 350 м/сут, можно использовать, в частности, гидрофобизаторы марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 2% об.
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.
После установки БП заполняют и промывают «до чистого» оставшийся объем (затрубный или трубный) водным раствором ПАВ, закрывают трубную и затрубную задвижки, оставляют скважину на уравновешивание в течение 1 часа. После чего измеряют избыточное давление в затрубном и трубном пространстве и, при необходимости, уравновешивают. Стравливают избыточное давление через технологические трубки на желобную емкость.
БП считается установленной в заданном интервале при прокачке расчетного количества жидкости глушения на доставку по лифту (в режиме циркуляции), и продавке расчетного количества жидкости глушения при его установке на забой скважины (в режиме продавки). По окончании режима продавки, возможен рост устьевого давления на 15-20 атм при посадке БП на забой.
Для предотвращения преждевременного выноса БП из ПЗП при проведении спускоподъемных операций на скважине, заглушенной с использованием БП, запрещается превышать предельную скорость подъема подземного скважинного оборудования.
Удаление блокирующей пачки рекомендуется проводить путем перевода скважины на нефть и вызовом притока флюидов в скважину. В случае отсутствия возможности перевода скважины на нефть, допускается проводить удаление БП путем перевода скважины на водный раствор ПАВ и вызовом притока жидкости в скважину. Приток в скважину можно вызвать классическими методами освоения скважины. Не рекомендуется вызывать приток жидкости в скважину пуском ЭЦН. Остатки БП в каналах фильтрации углеводородов разрушаются самопроизвольно в ходе притока продукции скважины в течение первых суток.
3
3
Для удаления БП без вызова притока из пласта, необходимо произвести закачку подготовленной нефти в интервал установки БП. Рекомендуемый расход нефти: объем 0,6-0,8 м на 1 м БП с продавкой в пласт.
Лабораторные исследования физических свойств ЭСС
Для исследования физических свойств ЭСС были подготовлены образцы с различным объемным содержанием компонентов.
В результате проведения экспериментов определялись следующие параметры ЭСС:
- Плотность;
- Агрегативная устойчивость;
- Термостабильность;
- Кинематическая вязкость.
После приготовления образцов ЭСС производилась их выдержка не менее 2 часов при комнатной температуре до начала проведения экспериментов.
Исследование плотности ЭСС Результаты измерения плотности ЭСС пикнометрическим методом представлены на фиг. 3 и 4.
Исследование агрегативной устойчивости ЭСС Агрегативная устойчивость - это способность ЭСС сохранять степень дисперсности внутренней фазы. Оценку проводили экспериментально по показателю электростабильности -измерений значений электрического напряжения, соответствующего моменту разрушения ЭСС, заключенной между электродами измерительной ячейки прибора. Эксперименты проводились на приборе марки FANN. Результаты измерения агрегативной устойчивости (электростабильности) ЭСС представлены на фиг. 5, 6 и 7.
Исследование термостабильности ЭСС Измерение термостабильности ЭСС 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 ЭСС отделилось не более 2 об. % воды от общего объема водной составляющей ЭСС. В результате экспериментов на термостабильность определено, что все образцы стабильны в течение 24 часов.
Исследование кинематической вязкости ЭСС Результаты исследований кинематической вязкости ЭСС представлены на фиг. 8, 9 и 10. Измерения проводились при температуре 20°C (погрешность измерения температуры ± 0,1°C) на вискозиметре ВПЖ-2 с константой вискозиметра - 0,09764. Перед экспериментами ЭСС перемешивали в механической мешалке при заданной скорости 1200 об/мин в течение 20 минут.
Результаты комплекса проведенных базовых лабораторных исследований физических свойств ЭСС подтвердили высокие технологические свойства разработанного состава. Особенно важными параметрами с точки зрения промышленного применения ЭСС являются высокая термостабильность и агрегативная устойчивость, а также возможность регулировать вязкостные свойства ЭСС изменяя объемную долю составляющих компонентов в зависимости от фильтрационно-емкостных и геолого-физических характеристик ПЗП.
3
Далее приведены примеры осуществления способа глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта при приемистости скважин ниже и выше 350 м/сут.