Способы очистки жидкости глушения

Содержание

Очистка жидкостей глушения
Повышение экономической эффективности глушения скважин с использованием новых технологических жидкостей
Жидкости глушения повышенной плотности
Выводы
Список литературы
Способы очистки жидкости глушения

Очистка жидкостей глушения

Совершенствование технологий приготовления и использования ЖГ

Необходимо отметить, что реализация всего разработанного комплекса технологий глушения скважин и повышение качества ЖГ требует как усовершенствования технологического процесса их приготовления, так и строительства и технической модернизации самих растворных узлов. Весь комплекс работ по приготовлению ЖГ на должном уровне могут осуществлять только специализированные предприятия сервиса.

На практике основные технические сложности процесса приготовления и использования ЖГ возникают на следующих этапах:

— при строительстве пропарочных узлов;

— при хранении ЖГ;

— при приготовлении буферных ЖГ

— при приготовлении составов для перфорации;

— при использовании ингибирующих добавок.

Каждый этап требует профессионального отношения, специального оборудования, набора необходимых материалов.

Как правило, приготовленный солевой раствор содержит в своем составе механические частицы, источником которых являются:

— вода, используемая для приготовления жидкости глушения (среднестатистическое содержание механических примесей 15-30 мг/л);

— некачественная соль, содержащая загрязняющие вещества (50-100 мг/л).

Очистка растворов от взвешенных частиц производится двумя методами — отстоя и фильтрации.

Метод отстоя применяется для удаления из раствора крупных механических частиц. Продолжительность его должна быть не менее 24 ч.

Как показывает седиментационный анализ мехпримесей, содержащихся в жидкости глушения, к примеру в ОАО«Юганскнефтегаз», значительная их часть (более 80%) представлена частицами размером менее 20 мкм. Такие частицы подвержены влиянию броуновского движения и для их осаждения требуется время, превышающее 40 ч. Метод отстоя в данных условиях не дает должного эффекта, и необходима обязательная фильтрационная очистка растворов, особенно в период напряженной загрузки растворных узлов, когда для проведения длительного отстоя нет времени.

Метод фильтрации обеспечивает тонкую очистку растворов от частиц механических примесей, не осажденных в период отстоя или захваченных насосом из осадка при откачке жидкости из амбара. Для фильтрации могут применяться различные устройства — песочные фильтры, тканевые фильтры, в ряде случаев фильтры могут быть заменены на батарею илоотделителей (при условии сохранения качества очистки раствора).

Необходимо отметить, что процесс фильтрации зачастую осложняется по причине высокого содержания нефтепродуктов в жидкости, используемой для приготовления растворов. Поэтому для удаления пленки нефти в технологической цепочке приготовления растворов глушения наряду с методом фильтрации используется и процесс отстоя.

Источник

Повышение экономической эффективности глушения скважин с использованием новых технологических жидкостей

Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин сопровождается систематическим проведением их текущего и капитального ремонтов. В соответствии с требованиями безопасности в нефтяной и газовой промышленности для предотвращения нефтегазопроявлений перед выполнением ремонтных работ ствол скважины должен быть заполнен технологической жидкостью, обеспечивающей противодавление на пласт (жидкостьюглушения). В настоящее время в ПАО «Газпром нефть» для глушения скважин применяются нефть, подтоварная вода, хлориды калия, натрия, кальция, нитрат кальция и жидкости глушения промышленного производства (для глушения скважин в зонах аномально высокого пластового давления).

Жидкости глушения промышленного производства имеют высокую стоимость, в связи с чем значительно возрастают затраты на ремонт скважин. Однако анализ мирового опыта показывает, что возможно приготовление растворов плотностью до 1600 кг/м 3 путем смешивания нитрата и хлорида кальция непосредственно на растворно-солевых узлах (РСУ). Необходимо отметить, что данные рецептуры в ПАО «Газпром нефть» не применялись, поэтому актуальными являются исследования, направленные на разработку технологии их приготовления и разбавления до заданной плотности.

Жидкости глушения повышенной плотности

Исследования показывают, что система вода — хлорид кальция — нитрат кальция может иметь различную плотность в зависимости от соотношения содержания компонентов. Например, раствор плотностью 1430 кг/м 3 можно получить при любом соотношении сухих компонентов, наибольшую плотность имеет состав, в котором массовое содержание нитрата кальция составляет 77 %. Однако при создании насыщенных растворов высокой плотности необходимо учитывать технологические ограничения применения данных жидкостей, в первую очередь температуру кристаллизации и коррозионную агрессивность [1, 2].

Для адаптации растворов нитрата и хлоридов кальция к требованиям ПАО «Газпром нефть» были проведены следующие лабораторные исследования, включающие:

1) cоздание стабильного раствора плотностью 1600 кг/м 3 ;

2) подбор концентраций солей таким образом, чтобы температура застывания насыщенного раствора была ниже —40 °С;

3) обеспечение низкой коррозионной агрессивности жидкости (скорость коррозии марки Ст 20 не должна превышать 0,12 мм/год при пластовой температуре).

Растворы жидкостей глушения готовились на пресной, а также на подтоварной воде Муравленковского и Вынгаяхинского РСУ. Зависимость плотности рассолов от концентрации солей представлена на рис. 1.

Рис. 1. Зависимость плотности жидкости ρ от количества соли m, растворенной в 1 м 3 пресной воды (а), подтоварной воды Вынгаяхинского РСУ (б) и подтоварной воды Муравленковского РСУ(в)

Полученные растворы не застывают при температуре —40 °С, что позволяет готовить большие объемы жидкости глушения, хранить их на РСУ и оперативно отпускать потребителям в случае необходимости.

Поскольку жидкость глушения не должна оказывать негативного влияния на нефтепромысловое оборудование, были проведены исследования по оценке коррозионной агрессивности растворов при пластовой температуре, результаты которых приведены в таблице.

Состав раствора	Массовая концентрация ингибитора коррозии, %	Скорость коррозии, мм/год, при температуре, °С
Состав раствора	Массовая концентрация ингибитора коррозии, %	87	101
Жидкость глушения	—	0,268	0,354
Жидкость глушения + + ингибитор коррозии № 1	0,1	0,010	0,013
Жидкость глушения + + ингибитор коррозии № 1	0,2	0,004	0,006
Жидкость глушения + + ингибитор коррозии № 2	0,1	0,125	0,142
Жидкость глушения + + ингибитор коррозии № 2	0,2	0,052	0,062

Исследования показали, что разработанная жидкость глушения без введения добавок имеет коррозионную агрессивность, превышающую норматив 0,12 мм/год. Введение в состав жидкости глушения ингибитора коррозии № 1 массовой концентрацией 0,1 % позволяет снизить коррозионную агрессивность жидкости до норматива. Ингибитор коррозии № 2 уменьшает коррозионную агрессивность до норматива при массовом содержании 0,2 %. Таким образом, более эффективно применение ингибитора коррозии № 2 массовой концентрацией 0,2 %.

С технологической точки зрения более целесообразно необходимый объем концентрированной жидкости глушения держать на РСУ, чем каждый раз готовить раствор необходимой плотности, поэтому была рассчитана стоимость жидкости глушения при разбавлении различными растворами. Результаты представлены на рис. 2.

Рис. 2. Зависимость стоимости жидкости глушения от ее плотности при разбавлении подтоварной водой (1), раствором хлорида кальция плотностью 1360 кг/м 3 (2), раствором хлорида кальция плотностью 1320 кг/м 3 (3)

Из рис. 2 видно, что ориентировочная стоимость тяжелой жидкости глушения плотностью 1600 кг/м 3 составит 21170 руб/м 3 . Наиболее предпочтительным с точки зрения минимизации затрат является разбавление жидкости глушения раствором хлористого кальция. При этом, если плотность жидкости глушения менее 1470 кг/м 3 , то выгоднее ее разбавлять раствором хлорида кальция плотностью 1320 кг/м 3 , при плотности от 1470 до 1590 кг/м 3 более целесообразно разбавление раствором хлорида кальция плотностью 1360 кг/м 3 .

Выводы

1. Создание тяжелых жидкостей глушения плотностью до 1600 кг/м 3 возможно путем совместного применения хлорида и нитрата кальция.

2. Применение жидкости глушения плотностью 1600 кг/м 3 возможно в зимний период времени, так как она не застывает при температуре —40 °С.

3. Наиболее предпочтительным с точки зрения минимизации затрат является разбавление жидкости глушения раствором хлористого кальция.

Список литературы

1. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. изд. — Краснодар: 2009. — 337 с.

2. Глущенко В.Н., Силин М.А. Нефтепромысловая химия. — Т 3. — М.: Интерконтакт Наука, 2010. — 650 с.

Источник

Способы очистки жидкости глушения

т.е. создаются условия для контактирования пены с продуктивным пластом. Несмотря на то что время этого контакта незначительное, пена все-таки может проникнуть в пласт на незначительное расстояние. Для разрушения пены, попавшей в пласт, и пены в стволе скважины производится закачка газоконденсата (рис. 9.1, г).

С целью широкого промышленного внедрения разработанной технологии глушения и упрощения расчетов ее проведения в промысловых условиях составлена и утверждена Инструкция по технологии глушения и освоения скважин на месторождениях предприятия “Кубаньморнефтегазпром”, находящихся на различной стадии разработки (рпд = 0,1н-0,8рг).

Данной Инструкцией рекомендуется следующая последовательность проведения работ.

На глушение скважины составляет план. В плане указываются цель работ, краткие геолого-технические данные о скважине, необходимые материалы и техника, технология проведения работ и мероприятия по технике безопасности безаварийному ведению работ.

Производится исследование скважины с целью определения эффективности проводимых работ. Приготавливается пенообразующая жидкость. На приготовление пенообразую-щей жидкости объемом 1 м3 необходимо 100-125 кг бентонитовой глины и 10-15 л 30-40%-ного водного раствора сульфанола. Объем бурового раствора должен быть в 1,5 раза больше, чем необходимо для приготовления пены и жидкости для продавки пены. Приготовленный буровой раствор из

бентонитовой глины (без сульфонола) оставляется на сутки для полной диспергации глины. Через сутки буровой раствор перемешивается цементировочным агрегатом и к нему добавляется расчетное количество сульфонола. После добавления сульфонола раствор вновь перемешивается по закрытому циклу в течение 1 — 1,5 ч.

Рассчитываются необходимые технологические параметры для проведения операции.

Определяется объем пенообразующей жидкости, необходимой для приготовления пены из расчета, чтобы ее столб в условиях скважины создал давление (0,5 — 0,7) от пластового по формуле

10(0,5 + 0,7)р„, Vu ж =———^ q + Узум — (9-6)

где Vn ж — необходимый объем пенообразующей жидкости, м31 Рпл — пластовое давление, МПа; рп ж — плотность пенообразующей жидкости, г/см3; q — объем 1 м ствола скважины, м3; Узум — объем зумпфера, м3.

Определяются объемы бурового раствора, необходимые для закачки в трубное и межтрубное пространство с целью предотвращения перелива пены:

= Щ0,5+ °,7)Рдл qrt; (9.7)

для межтрубного пространства

Узатр = Щ0,5+ °’7)Рпл q2, (9.8)

где qx — объем 1 м труб, м3; q2 — объем 1 м межтрубного пространства, м3.

Расчеты проведены для колонн диаметром 0,14, 0,146 и 0,168 мм при различных диаметрах НКТ и пластовых давлениях, а также при различных давлениях, создаваемых пеной и буровым раствором. Плотность пенообразующей жидкости принята 1,06 г/см3, как наиболее часто применяемая на практике.

Затем определяется необходимая степень аэрации пены в нормальных условиях по формуле

Точное время прогрева пены определяется для каждого месторождения путем глубинных замеров температуры и давления в процессе глушения скважины и обработки результатов. Практически это время составляет 8- 10 ч.

Рассчитывается режим работы агрегатов. Приготовление пены и закачка ее в скважину осуществляются с помощью эжектора. Коэффициент эжекции эжектора

щ = 0,85Гагр » -1, (9.11)

где р — давление на входе в эжектор; р — давление газа

Рем — давление закачки пены, рсм = ргод +(1 +2);

Ргол — давление на головке остановленной скважины.

Уравнение справедливо, когда ргод = const и когда расход газа неограничен, т.е. в случае использования газа из шлейфа. Однако с учетом того, что в шлейфе всегда находится пластовая вода и газоконденсат, на практике источником газа (воздуха) является компрессор УКП-80, подача которого составляет 133 л/с и не может полностью обеспечить стабильную работу эжектора. Поэтому, исключая начальный период закачки пены, эжектор работает как смеситель. При этом подача компрессора практически остается постоянной, а производительность агрегата (в л/с) зависит от давления на входе в сопло и определяется выражением

где ц — коэффициент, ц = 0,9; /р1 — площадь сечения сопла, м2| РР — давление на входе в сопло, МПа.

Исходя из этого и зная давление на входе в эжектор, можно определить и производительность агрегата. Зная производительность агрегата Qarp и подачу компрессора Qr, можно найти степень аэрации.

Для удобства расчетов построены зависимости степени аэрации а0 от давления на входе в смеситель (эжектор) для диаметров сопла 4,5 и 5,6 мм( рис. 9.3).

Необходимая плотность пены при заданных степени аэрации и давлении закачки определяется из графика (рис. 9.4).

Производятся подготовительные работы. Глушение осуществляется с использованием цементировочного агрегата, компрессора и эжектора. Для регистрации технологических параметров используется модернизированная станция СКЦ-2М.

Рис. 9.3. Зависимость степени а0 пены от давления на

выходе в эжектор р:

1, 2 — диаметр сопла венно 4,5 и 5,6 ММ

Перед глушением осуществляется обвязка эжектора: выход эжектора через станцию контроля цементирования подсоединяется к трубному (межтрубному) пространству, вход через обратный клапан — к цементировочному агрегату, а приемная камера эжектора через обратный клапан — к компрессору.

Рис. 9.4. Зависимость степени аэрации aft пены от давления р при различных значениях плотности р

Соединительные линии опрессовываются на давление, в 1,5 раза превышающее ожидаемое рабочее.

На межтрубном и трубном пространстве устанавливаются манометры.

Скважина отключается от коллектора.

С целью удаления жидкости (вода, газоконденсат), скопившейся на забое, перед глушением скважину промывают двухфазной пеной; для этого через скважину прокачивают 3-5 м3 пенообразующей жидкости (0,7-1%-ный водный раствор ПАВ — сульфонол), превратив ее в пену плотностью 100-300 кг/м3 (при давлении закачки). Агрегат ЦА-320 работает при минимально возможной частоте с одновременной работой компрессора.

Производится глушение скважины.

При открытой задвижке на трубном (межтрубном) пространстве через эжектор прокачивается пенообразующая жидкость объемом Уп ж при давлении рзатр. Одновременно с агрегатом работает компрессор.

Плотность закачиваемой в скважину пены должна соответствовать определенной по графику (см. рис. 9.4).

При повышении давления в межтрубном (трубном) пространстве его снижают путем выпуска газа в атмосферу до давления (0,Зн-0,5) рпд.

Закрывают скважину (после закачки необходимого объема пены) на время, необходимое для прогрева пены до температуры окружающих скважину горных пород. В это время через 15-20 мин фиксируется давление в трубном и межтрубном пространстве. Давление в межтрубном (трубном) пространстве поддерживается постоянным, равным (0,3 — 0,5) рпд. В случае его повышения оно периодически снижается путем выпуска газа в атмосферу. По истечении времени, достаточного для прогрева пены, снижают давление на трубном (межтрубном) пространстве путем выпуска газа в атмосферу. Давление снижается до появления на выкиде признаков пены. В трубное (межтрубное) пространство закачивается буровой раствор в объеме, определенном из выражений (9.9) и (9.10). Одновременно производится выпуск газа в атмосферу из межтрубного (трубного) пространства. В межтрубное (трубное) пространство закачивается буровой раствор в необходимом объеме.

Скважина оставляется на 2 — 4 ч в закрытом состоянии. Сбрасываются газовые “шапки” из трубного и затрубного пространства. Производится демонтаж фонтанной арматуры. Осуществляется освоение скважины двухфазной пеной. При-

готавливается пенообразующая жидкость (на 1 м3 пенообра-зующей жидкости в воде растворяется 7-10 кг сульфонола). В трубное (межтрубное) пространство закачивается 5-6 м3 газоконденсата (дизельного топлива). Эжектор обвязывается со скважиной, станцией контроля цементирования, цементировочным агрегатом и компрессором. Осуществляется замена жидкости, находящейся в скважине, на двухфазную пену. После резкого снижения давления закачки двухфазной пены, что свидетельствует о ее поступлении в трубное (межтрубное) пространство, расход пенообразующей жидкости снижается до минимально возможного. При снижении давления закачки двухфазной пены менее 5,9 МПа закачку пенообразующей жидкости прекращают. Вытеснение двухфазной пены из скважины осуществляют компрессором. Отрабатывают скважину на факел. Производится исследование скважины.

Промышленное внедрение разработанной технологии глушения скважин показало, что в основном все скважины, которые глушились трехфазными пенами, практически сразу после освоения подключались к газосборным сетям с дебита-ми не ниже доремонтных.

Для исключения снижения проницаемости призабойной зоны при глушении скважин в СевКавНИИгазе разработан состав безглинистой жидкости, которая представляет собой гидрофильную эмульсию.

Жидкость для глушения состоит из сульфитспиртовой барды (38%-ной концентрации) и газоконденсата в объемном соотношении 1:3. Для предотвращения вспенивания раствора при температуре выше 50 °С добавляется 0,2-0,5 % резиновой крошки (по массе к объему газоконденсата).

Плотность, г/см3. 0,9-0,92

Вязкость по СПВ-5. Не течет

Водоотдача, см3/30 мин. 1,5 — 3

Статическое напряжение сдвига через 1 мин/10 мин, Па. 0/0

Суточный отстой, %. 0-1

Газоконденсат — углеводородная жидкость плотностью 0,7-0,8 г/см3, добывающая на газоконденсатных месторождениях.

Резиновая крошка — отход шинно-восстановительных заводов. Расчет необходимого количества компонентов эмульсии сводится к следующему.

Допустим, требуется приготовить 1 м3 (1000 л) эмульсии

при объемном соотношении ССБ и газоконденсата 1:3. Разделив 1000 на 4 части, получим, что 1 часть равна 250 л. Следовательно, для приготовления 1 м3 эмульсии необходимо взять 250 л ССБ и 750 л газоконденсата.

Количество резиновой крошки определяется из соотношения 750(0,2н-0,5)/100 = 1,5*3,75 кг.

Порядок приготовления эмульсии следующий:

1. Определяется плотность раствора ССБ. Для приготовления эмульсии следует использовать раствор ССБ 37 — 38%-ной концентрации, т.е. плотностью 1,20—1,21 г/см3. Если на скважину завезен раствор ССБ с большей плотностью, то его следует разбавить водой до указанной концентрации. Для подсчета количества воды для разбавления молено использовать данные табл. 9.1. Раствор ССБ плотностью меньше 1,20 для приготовления эмульсии использовать нельзя.

2. Измерить плотность газоконденсата и убедиться, что конденсат не содержит воду. Конденсат, содержащий воду, непригоден для приготовления эмульсии.

3. Резиновую крошку необходимо просеять через сито с ячейками размером 5 мм.

4. Проверить чистоту емкостей, в которых будет готовиться жидкость для глушения, так как примеси отрицательно влияют на качество эмульсии.

5. В чистую емкость последовательно загружают расчетное количество газоконденсата и резиновой крошки. После перемешивания в течение 30 мин добавляется необходимое количество ССБ, и смесь вновь перемешивается до получения однородной массы (примерно 2-2,5 ч). После проверки параметров жидкость готова к применению.

При глушении скважин необходимо контролировать следующие параметры, плотность, вязкость, фильтрацию, статическое напряжение сдвига, суточный отстой.

Таблица 9.1 Содержание сухой ССБ в зависимости от плотности водных растворов

Плот-
Содер-
Плот-
Содер-
Плот-
Содер-
Плот-
Содер-

ность,
жание, %
ность,
жание, %
ность,
жание, %
ность,
жание, %

Плотность, вязкость, фильтрация и статическое напряжение сдвига определяются стандартными методами, применяемыми для буровых растворов, на приборах АГ-ЗПП, СПВ-5, ВМ-6, СНС-2 соответственно.

Суточный отстой определяют при помощи градуированного цилиндра объемом 100 см3. Хорошо перемешанную жидкость наливают в цилиндр до метки 100 см3 и оставляют в покое. По истечении 24 ч измеряют количество конденсата, отстоявшегося вверху цилиндра, что и выражает суточный отстой.

Плотность изменяется увеличением или уменьшением содержания газоконденсата.

Вязкость регулируется добавлением воды. Эмульсия легко разжижается как пресной, так и минерализованной водой.

9.3.4. ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН С ОДНОВРЕМЕННОЙ ОБРАБОТКОЙ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

В ТатНИПИнефти предложена и внедрена технология глушения скважин с одновременной обработкой призабойной зоны пласта. В качестве жидкости глушения используются жидкости, обладающие растворяющей способностью к асфальтосмолистым и парафинистым отложениям: обратная эмульсия, которая состоит из внешней (дисперсионной) среды, внутренней (дисперсной) фазы и эмульгатора-стабилизатора. Отличительной особенностью данной эмульсии является то, что в составе дисперсионной среды содержится углеводородный растворитель.

Компоненты обратной эмульсии берутся в следующем соотношении (объемная доля): 30-10 % нефти (товарной); 29-27,5 % углеводородного растворителя; 1—2,5 % эмульгатора; 40-60 % водной фазы.

При необходимости в состав готовой эмульсии может быть введен твердый утяжелитель (барит, сидерит, гематит) до 25 % к объему.

Нефть должна быть безводной и желательно маловязкой.

В качестве углеводородного растворителя используется широкая фракция легких углеводородов, получаемая при подготовке нефти на УКПН и называется в промысловой практике дистиллятом. Перед вводом в эмульсию дистиллят должен быть дегазирован.

В качестве эмульгатора используется реагент ЭС-2, приме-

няемый для стабилизации гидрофобно-эмульсионных растворов.

В качестве водной фазы может быть использована пластовая вода, содержащая ионы кальция, водные растворы солей СаС12, NaCl, MgCl2 любой концентрации, а также их смеси.

Твердый утяжелитель (барит, сидерит, гематит и т.д.) вводится тогда, когда требуются высокие значения плотности обратной эмульсии. Утяжелитель применяется только кондиционный, т.е. сухой и сыпучий.

Обратная эмульсия обладает лучшими технологическими параметрами при содержании водной фазы 40 — 50 % и содержании углеводородного растворителя во внешней среде не ниже 50 %. Эти параметры могут находиться в следующих пределах: плотность 0,9—1,4 г/см3; условная вязкость 50 — 200 с; статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 0,6-1,5 и 0,8-2,5 Па, показатель фильтрации не менее 3 см3/мин, электростабильность 80-200 В; растворяющая способность на уровне чистого дистиллята.

Обратные эмульсии приведенного выше состава, обладающие растворяющей способностью к парафинистым и ас-фальтосмолистым отложениям, могут применяться в скважинах с забойной температурой до 80 °С, а утяжеленные твердым утяжелителем — в скважинах с забойной температурой до 50 °С. Температура застывания обратных эмульсий определяется температурой застывания углеводородной среды.

Сроки хранения обратных эмульсий, содержащих углеводородный растворитель, составляют в промысловых условиях не менее 45 сут.

Технология глушения скважин с одновременной обработкой ПЗП предусматривает использование задавочной жидкости, обладающей растворяющей способностью к асфальто-смолистым и парафинистым отложениям.

Особенность новой технологии глушения — обязательное полное замещение скважинной жидкости на жидкость глушения (обрабатывающий раствор). При выполнении этой операции могут наблюдаться три варианта.

1. Продуктивный пласт обладает достаточной приемистостью. Заменить скважинную жидкость на жидкость глушения (обрабатывающий раствор) на глубину подвески НКТ, затем жидкость под насосом продавить в пласт.

2. Продуктивный пласт “не принимает». Значение пластового давления позволяет допустить НКТ до забоя.

Спустить НКТ до забоя, закачать задавочную жидкость в

межтрубное пространство или в трубы и промывкой заменить скважинную жидкость на жидкость глушения.

3. Продуктивный пласт “не принимает». Значение пластового давления не обеспечивает безопасность спуска НКТ до забоя.

Произвести замену скважинной жидкости жидкостью глушения на глубину подвески НКТ. Допустить НКТ до забоя и заменить скважинную жидкость жидкостью глушения во всем объеме.

Пуск скважин в работе после ремонта с использованием технологии глушения с одновременной обработкой приза-бойной зоны пласта производится без освоения и мероприятий, связанных с вызовом притока.

Задавочная жидкость (обрабатывающий раствор) после ремонта откачивается из скважины в систему сбора. Задавочная жидкость, утяжеленная баритом или другими твердыми утяжелителями, откачивается в автоцистерны и используется повторно или возвращается на установку приготовления для регенерации и повторного использования. Рекомендации по подбору скважин, на которых может быть использована данная технология, сводятся к следующему:

1. Технологию глушения скважин с одновременной обработкой призабойной зоны пласта следует применять при производстве подземных (текущих) ремонтов скважин.

2. Технология может быть использована при подземном ремонте скважин со всеми существующими способами добычи нефти.

3. Наибольший эффект от использования данной технологии может быть получен в скважинах, где продуктивный пласт имеет значительную разнородность по проницаемости.

4. Наименьший эффект от использования данной технологии может быть получен на скважинах с обводненностью продукции выше 90 %.

9.3.5. ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИНЫ ЖИДКОСТЯМИ БЕЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ В УСЛОВИЯХ АВПД И СЕРОВОДОРОДА

Жидкости, обеспечивающие необходимые репрессии на продуктивный пласт в условиях АВПД — это концентрированные растворы бромидов цинка и кальция (плотности в пределах 1,7-2,15 г/см3).

Одна из особенностей жидкостей, содержащих бромид цинка, заключается в том, что при контакте их с сероводородом происходит образование нерастворимого сульфида цинка, снижение плотности. Предлагаемая технология исключает этот недостаток и позволяет использовать жидкости на основе бромидов цинка для установки и ремонта внутри-скважинного оборудования. Композиция бромид кальция-бромид цинка имеет следующие параметры.

Плотность, г/см3. 2,1-2,2

бромид кальция. 43 — 52

бромид цинка. 19 — 28

Водородный показатель раствора. 3,5 — 5,5

Динамическая вязкость, мПа-с, не более. 70

Композиция бромид кальция — бромид цинка смешивается без ограничения с пресной водой и раствором бромида кальция. При смешивании с пластовой минерализованной водой при низких температурах возможно незначительное выделение менее растворимых солей типа хлорид натрия, хлорид калия, хлорид магния и др.

Физико-химические свойства композиции бромид кальция — бромид цинка и бромид кальция представлены в табл. 9.2.

Растворы бромида кальция — бромида цинка представляют собой истинные растворы. Однако в связи с высокой концентрацией солей в растворе жидкости они не являются истинно ньютоновскими, а проявляют в некоторой степени дилатантные свойства, т.е. с увеличением градиента скорости деформации вязкость в некоторой степени увеличивается, причем этот эффект наиболее заметен при невысоких температурах и в концентрированном растворе. При повышении температуры вязкость жидкостей падает, и эффект далатант-ности уменьшается. То же происходит с разбавлением жидкости.

Для практических расчетов можно принимать жидкости на основе бромидов цинка и кальция за ньютоновские, а в качестве динамической вязкости этих жидкостей — эффективную вязкость при скоростях деформации 400-1300 с-1.

Структурными свойствами жидкости на основе бромидов цинка и кальция не обладают.

У композиции бромид цинка — бромид кальция и жидкостей на ее основе, как у всех растворов электролитов, вследствие объемного расширения при повышении температуры происходит снижение плотности.

Физико-химические свойства композиции бромид кальция — бромид цинка и растворов бромида кальция

Кинемати-
Теплоем-
Удельная
Коэффици-
Поверхно-

ский сос-
Плот-
ческая
кость (при
электро-
ент
стное
Темпера-
ра начала

Продукт
тав (мас-
ность,
вязкость
35 °С),
провод-
объемного
натяжение,
тура
кристалли-

совая доля,
кг/м3
10″6 м2/с
кДж/кг
ность,
расширения
Ю-3 Н/м
кипения,
зации, °С

бромид цинка
(21,45)

Плотность при температуре

соответственно плотность жидкости при температуре 20 °С и t; At — изменение температуры, °С; (3 — коэффициент объемного расширения.

Коэффициент р для растворов плотностью 1,9-2,15 г/см3 равен 3,1-Ю-4 °С

\ для растворов плотностью до 1,9 г/см3 составляет 3,6-10″4 °С-1 (композиция разбавлена раствором бромида кальция).

Растворы композиции бромид цинка — бромид кальция при плотности более 2,10 г/см3 близки к состоянию насыщенных, поэтому они имеют сравнительно высокие температуры начала кристаллизации. По мере разбавления водой (лучше — пресной) температура начала кристаллизации снижается, достигая минимума при плотности 1,80—1,90 г/см3. Разбавление раствором бромида кальция (р = 1,70*1,75 г/см3) дает меньшее снижение температуры кристаллизации. Однако этот способ снижения плотности жидкости предпочтительнее в тех случаях, когда путем разбавления необходимо получить как можно больший объем жидкости требуемой плотности.

Растворы композиции бромид цинка — бромид кальция как электролиты — сильные коррозионно-активные системы (кислотность рН = 3*5). Вместе с тем наличие пассивирующего влияния ионов цинка приводит в некоторой степени к нивелированию их коррозионной агрессивности. Особенно при низких температурах.

Наиболее подходящими ингибиторами коррозии стали в среде композиции бромид цинка — бромид кальция являются ингибиторы ИКБ-4, ХОСП-10, КПИ-3, “Нефтехим”. Сочетание их с фурфуролом (нейтрализатором сероводорода) снижает скорости коррозии на несколько порядков.

При контакте с сероводородом в растворе композиции бромид цинка — бромид кальция образуется сульфид цинка, что приводит к появлению твердой фазы в растворе. При очистке от нее снижается плотность, и система становится трудно управляемой.

Вязкость жидкости без твердой фазы на основе композиции бромид цинка — бромид кальция можно повысить путем растворения в ней модифицированного крахмала.

Для предотвращения попадания значительных количеств бурового раствора в ЖБТФ и уменьшения затрат времени в

дальнейшем на ее очистку следует отмыть эксплуатационную колонну от остатков бурового раствора.

Далее необходимо произвести замену бурового раствора на воду обратной промывкой, регулируя дросселем противодавление на устье скважины для обеспечения необходимого превышения над пластовым давлением (или давлением, при котором колонна негерметична). Прямой промывкой закачать в скважину 6-8 м3 моющей жидкости, состоящей из 33 % дизельного топлива, 33 % СМАД-1 и 34 % сульфонола (с противодавлением). Состав моющей жидкости определен на основе лабораторных исследований и практической проверкой на скважинах месторождения Тенгиз. Закачать в скважину 50-60 м3 2-3%-ного раствора товарного сульфонола. Объем определяется с учетом объема скважины. Промыть скважину в течение двух циклов с противодавлением на устье. Производительность агрегатов при отмывке следует поддерживать на уровне не менее 9 л/с. При выходе моющей жидкости на устье скважины второй раз желательно перейти на промывку чистой водой со сбором моющей жидкости в амбар. После выхода на устье чистой воды (по расчету) следует закачать еще 10-15 м3 чистой воды и отобрать пробу выходящей жидкости для контроля за механическими примесями. При содержании твердой фазы в воде не более 0,01 % прекратить промывку водой и приступить к замене воды на рабочую жидкость.

При содержании твердой фазы более 0,01 % продолжить промывку.

Композиция бромид цинка — бромид кальция перед приготовлением на ее основе жидкости должна быть очищена от твердой фазы. Для очистки композиции бромид цинка -бромид кальция следует использовать песочный фильтр типа Е0,3гл-0,7т или блок таких фильтров. В зимних условиях фильтры должны быть утеплены, а жидкость должна иметь температуру не менее 30 °С. Фильтр заполняется речным песком. Песок подбирается по гранулометрическому составу таким, чтобы обеспечить необходимую степень чистоты (содержание твердой фазы не более 0,010 %) и достаточно высокую производительность очистки. Размер частиц песка должен быть в пределах 0,2 — 0,4 мм.

Для получения жидкости необходимой плотности с наименьшей температурой кристаллизации следует разбавить исходный раствор пресной или пластовой водой. Если требуется получить как можно больший объем жидкости необходимой плотности и температура кристаллизации не столь

важна (например, летом), то разбавление производить раствором бромида кальция плотностью 1,70-1,75 г/см3.

Плотность жидкости после очистки и разбавления должна быть на 0,03 г/см3 больше, чем это требуется для обеспечения репрессии на пласт с учетом температурного расширения, т.е.

р0 = ptJ1 + pAt) + 0,03, (9.13)

где р, — плотность жидкости при среднескважинной темпе-

ратуре (эта плотность соответствует требуемой для обеспечения необходимой репрессии на пласт); р1 — коэффициент объемного расширения; At — разность между среднескважинной температурой и температурой замера плотности.

Поправка 0,03 введена с учетом дальнейшей обработки жидкости реагентами.

Расчет необходимого объема жидкости разбавления, требующейся для получения заданной плотности, производится по формуле (а также по диаграмме на рис. 9.5)

где Уж, VHCX — объемы жидкостей соответственно разбавления и исходной; рисх, ртр, рраз6 — плотности жидкостей соответственно исходной, требующейся, разбавления.

Расчет плотности жидкости, полученной разбавлением исходной композиции, выполняется по формуле

Рпод = VhcxPhcx — Ужрж _ |Q_15j

Весь рабочий объем жидкости необходимо обработать фурфуролом из расчета 20 кг на 1 м3 основы — композиции бромид цинка — бромид кальция. Обработку проводят с помощью цементировочного агрегата в емкости хранения жидкости. Фурфурол сравнительно хорошо растворяется в композиции бромид цинка — бромид кальция. Однако для ускорения его растворения вводить его в раствор композиции желательно через смесительную воронку. После ввода расчетного количества фурфурола жидкость перемешивают 1 — 2 ч для равномерного распределения по всему объему. Затем следует ввести в жидкость ингибитор коррозии (ИКВ-4, КПИ-3, “Нефтехим-1”) из расчета 1 кг на 1 м3 жидкости. Ввод его осуществляется через смесительную воронку.

твердой фазы (прямой промывкой) с противодавлением на устье.

Перед закачкой раствора бромидов закачивается 2-3 м3 разделительной жидкости, приготовленной на основе окси-этилцеллюлозы (ОЭЦ), либо на основе карбоксиметилокси-этилцеллюлозы (КМОЭЦ). Для уменьшения зоны смешения раствора бромидов с водой производительность агрегатов не должна быть более 3 л/с. При приближении к концу операции замены на ЖБТФ усиливается контроль за выходом разделительной жидкости (визуально и по плотности). При появлении разделительной жидкости, смешанной с бромидами (повышение плотности до 1,30-1,35 г/см3), циркуляция направляется через агрегат, и жидкость зоны смешения собирается в отдельный мерник агрегата. Плотность собранной жидкости находится в пределах 1,55-1,75 г/см3. Жидкость используется для работы в скважинах с меньшей плотностью жидкости либо для последующей регенерации. Скважина промывается в течение 1 цикла с замером параметров жидкости (плотности, содержания твердой фазы, рН). Производится очистка жидкости от твердой фазы с использованием блока песочных фильтров. Необходимо довести содержание твердой фазы в жидкости до 0,01 %. Количество циклов промывки определяется этим требованием.

Эксплуатационная колонна перфорирована. После работы скребком в зоне установки пакера производится замена ИБР на жидкость без твердой фазы обратной промывкой. Закачивается 2 м3 разделительной вязкоупругой жидкости на основе ОЭЦ или КМОЭЦ, 6 м3 моющей жидкости, состоящей из 2 м3 СМАД-1 и 2 м3 дизельного топлива, а также 2 м3 сульфонола 30%-ной концентрации и 2 м3 разделительной жидкости на основе ОЭЦ или КМОЭЦ. Кроме того, закачивается требуемый объем жидкости без твердой фазы.

После выхода моющей и разделительной жидкостей и появления зоны смешения с рабочей жидкостью (плотность смеси 1,30-1,35 г/см3) прекращается закачка бромидов. В отдельный мерник агрегата собирается жидкость зоны смешения плотностью 1,50 — 2,75 г/см3. При появлении жидкости с рабочей плотностью восстанавливается круговая циркуляция и осуществляется промывка скважины в течение 1 цикла, контролируется плотность жидкости, содержание сульфидов и твердой фазы. Одновременно производится очистка жидкости от твердой фазы с использованием блока песочных фильтров. При появлении сульфидов в жидкости прекращается промывка, закрывается скважина, и циркуляция направ-

ляется через блок по сепарации и очистке жидкости от газа с факельной установкой. В дальнейшем промывка скважины проводится через этот блок.

Затем производится очистка жидкости от твердой фазы с доведением ее содержания до 0,01 %. Количество циклов промывки определяется этим требованием. В случае выявления незначительного поглощения жидкости последняя обрабатывается 4-5 % модифицированного крахмала с целью повысить условную вязкость до 80 — 100 с по воронке ЗБР-1.

В зимнее время жидкость хранится в емкостях, оснащенных змеевиками и электрокотлом для подогрева. Трубопроводы утепляются для предотвращения кристаллизации в них жидкости. При остановке циркуляции на длительное время в затрубное и трубное пространство закачивается такой объем жидкости плотностью 1,85-1,90 г/см3, чтобы обеспечить ее прохождение на глубину до 50 — 70 м. Это предотвратит кристаллизацию жидкости на устье скважины.

Композиция бромид цинка — бромид кальция (водный раствор) пожаровзрывобезопасна. Допускается подогрев чистой жидкости, не обработанной органическими реагентами (фурфуролом и ингибитором коррозии), на открытом огне. Разогрев жидкости, обработанной фурфуролом и ингибитором коррозии, производится с использованием горячей воды или пара.

При разогреве стальных бочек с композицией бромид цинка — бромид кальция не допускается слив кипящей жидкости во избежание вдыхания ее паров обслуживающим персоналом. Слив жидкости производится только после снижения ее температуры до 60 — 70 °С.

При работе с композицией бромид цинка — бромид кальция обслуживающий персонал должен применять защитные очки, резиновые перчатки, так как жидкость обладает раздражающим, прижигающим, некротизирующим действием на кожу и слизистые оболочки. При попадании растворов на кожные покровы немедленно промыть эти места обильной струей воды.

При попадании продукта внутрь необходимо вызвать рвоту, направить пострадавшего в медсанчасть.

Рис. 9.5. Диаграмма для определения необходимого объема жидкости разбавления композиции бромид цинка — бромид кальция:

t, • — жидкость разбавления — соответственно раствор бромида кальция плотностью 1,75 г/см3 и пластовая вода

Все работы по приготовлению жидкости проводятся при температуре жидкости 30 — 40 °С. В зимнее время необходимо емкости с жидкостью подогревать. Если жидкости приготовляли в нескольких емкостях, то после приготовления не-

обходимо усреднить жидкость по всему объему, &ля чего создается циркуляция через все емкости.

В случае необходимости для повышения вязкости жидкости используется модифицированный крахмал в количестве до 4 — 5 %. Другие виды крахмальных реагентов загущающее действие оказывают слабее.

Эксплуатационная колонна не перфорирована. После отмывки колонны производится замена воды на жидкость без

твердой фазы (прямой промывкой) с противодавлением на устье.

При попадании продукта внутрь необходимо вызвать рвоту, направить пострадавшего в медсанчасть.

Источник