В процессе подготовки скважин к ремонту обычно необходимы операции по глушению скважин, которые проводятся для предотвращения открытого фонтанирования при снятии устьевого оборудования и подъеме труб из скважины.
Для глушения используется жидкость повышенной плотности, чтобы создать противодавление на пласт.
Жидкость для глушения скважины кроме необходимой плотности должна быть
– однородной и соответствующей вязкости,
– не вызывать коррозию труб и оборудования,
– не вступать в химическую реакцию с породой пласта и не образовывать твердые осадки,
– не замерзать зимой,
– не быть огнеопасной и ядовитой.
Традиционно считается, что указанным требованиям наиболее полно отвечают пластовая вода, водный раствор хлористого кальция и глинистый раствор.
Каждая из этих жидкостей применяется для глушения скважин в зависимости от конкретных условий: характеристики пласта и величины пластового давления. Например, пластовая жидкость, хотя и обладает плотностью больше единицы (1,12 – 1,19), не всегда может применяться для глушения, так как высокие фильтрационные свойства воды позволяют ей глубоко проникать в пласт и затрудняют в связи с этим освоение скважины после ремонта.
Наиболее часто для глушения скважин применяют раствор хлористого кальция, который может быть приготовлен как на пластовой, так и на чистой воде. Промышленностью хлористый кальций поставляется в виде кристаллов и раствора с плотностью 1,382 – 1,383 кг/м3 .
Для приготовления жидкости требуемой плотности хлористый кальций разбавляют пресной или пластовой водой, количество которой определяется расчетом. Например, для получения на пластовой воде 1 м3 раствора плотностью 1,42 кг/м3 требуется 900 кг хлористого кальция, тогда как на пресной воде можно получить раствор максимальной плотности 1,36 кг/м3 при расходе 1000 кг хлористого кальция.
Раствор хлористого кальция имеет следующие достоинства: обладает низкими фильтрационными свойствами; благодаря хорошей растворимости не образует осадка; не содержит твердой фазы, поэтому не засоряет призабойную зону; хорошо прокачивается насосом; неогнеопасен; не ядовит и др.
Температура замерзания раствора 20%-ной концентрации на пресной воде равна минус 190 С, а 30%-ного – минус 480 С. Эти свойства раствора хлористого кальция позволяют широко применять его для глушения скважин в зимних условиях.
Глинистый раствор применяется для глушения скважин с повышенным пластовым давлением, его плотность может превышать плотность раствора хлористого кальция, равную 1,42. Глинистый раствор обычно готовят перемешиванием глинопорошка с пресной или пластовой водой в смесительных агрегатах. К преимуществам глинистого раствора относятся: низкие фильтрационные качества, ограниченное коррозионное воздействие на металл, отсутствие химического взаимодействия с породой пласта, К недостаткам раствора следует отнести: наличие механических абразивных примесей; повышенную вязкость, осложняющую его перекачку; способность раствора легко насыщаться газом и плохо дегазироваться, что ограничивает повторное его использование; замерзание при низких температурах.
Определить необходимую плотность r (в кг/м3) жидкости для глушения можно по формуле
(Рпл + 3) 10
r = ------------------
Н
где Рпл, – пластовое давление, МПа; Н – расстояние от устья скважины до продуктивного пласта, м; 3 – противодавление на пласт, МПа.
Жидкости для глушения скважин на водной основе (техническая вода, пластовая вода, искусственные водные растворы солей, глинистые растворы) оказывают блокирующее действие на пласт, что приводит к увеличению сроков освоения скважин и падению темпов добычи нефти.
Сохранение коллекторских свойств пласта при глушении скважин может быть обеспечено использованием в качестве задавочной жидкости гидрофобно-эмульсионных растворов (ГЭР), т. е. растворов на основе обратной эмульсии.
К эффективным эмульгаторам-стабилизаторам обратных эмульсий относятся дегидратированные полиамиды (ЭС-2) .
Компоненты жидкости глушения берутся в следующем объемном соотношении (%):
нефть (нефтепродукты) ………………………………………. 39,5 – 57,5
вода …………………………………………………………….. 60,0 – 40,0
ЭС-2 …………………………………………………….............. 0,5 – 2,5
утяжелитель (по необходимости) …………………………...... 0,0 – 25,0
Вязкость товарной нефти или нефтепродуктов должна быть не более 10 сПз.
Дисперсная водная фаза может быть представлена водой, пластовой водой, водными растворами СаС12, NаС1, НgС1, и др.
В качестве утяжелителя могут быть использованы барит, сидерит, гематит и др.
Объем водной фазы исходного раствора, подлежащего обработке утяжелителем, уменьшается на величину равную объему утяжелителя.
Срок хранения обратных эмульсий в промысловых условиях не менее 60 дней.
Способ глушения скважины выбирается в зависимости от способа ее эксплуатации. В состав оборудования для глушения входят насосный или промывочный агрегат и автоцистерны. Количество жидкости для глушения скважин должно быть равно объему эксплуатационной колонны.
Создаваемое давление не должно превышать давления допустимого для эксплуатационной колонны.
При глушении фонтанной скважины жидкость закачивается в скважину в объеме замещения на глубину спуска колонны насосно-компрессорных труб. Если эта колонна забита парафином, при закачке следует создать максимально допустимое давление при открытом межтрубном пространстве. Если продавить парафинистую пробку в колонне насосно-компрессорных труб невозможно, жидкости следует закачивать в межтрубное пространство, не превышая допустимое для колонны давление.
Объем жидкости для закачки принимается из расчета наполнения 1 м колонны труб с внутренним диаметром 146 мм – 12,5 л, 168 мм – 18 л и 219 мм – 32 л.
Глушить скважины, оборудованные скважинными насосами или погружными центробежными электронасосами, можно двумя способами. Если конструкция нижней части колонны насосно-компрессорных труб имеет устройства для слива жидкости, то в такие скважины жидкость закачивается через эту колонну труб. Если же скважины не оборудованы сливным устройством, то жидкость закачивается в межтрубное пространство.
Комментариев нет:
Отправить комментарий