какие жидкости используются для глушения скважины

Глушение скважины

Глушение скважин – это технологический процесс, в результате которого создается противодавление на пласт и прекращается добыча пластового флюида.
Для глушения скважин используют жидкости с плотностью, обеспечивающей создания необходимого противодавления на пласт.
Жидкость для глушения должна обладать определенными физико-химическими свойствами, соответствующими конкретным условиям: быть химически инертной к породе, коллектору; исключать необратимую кольматацию пор и трещин продуктивного пласта; не оказывать коррозионного воздействия на металл скважинного оборудования и промысловых коммуникаций; обладать стабильностью в конкретных термобарических условиях в течение времени, необходимого для выполнения предусмотренных работ.
Кроме того, все жидкости должны быть взрывопожаробезопасными и нетоксичными, высокотехнологичными в приготовлении и использовании.

При глушение скважины в затрубное пространство при расчётной производительности агрегатов закачивается жидкость глушения.
При этом для создания заданной репрессии на пласт создаётся противодавление на устье с помощью регулируемого штуцера, установленного на линии трубного пространства.
При закачке жидкости глушения в затрубное пространство забойное давление должно поддерживаться постоянным, но превышающим пластовое давление на заданную величину.
По мере закачки жидкости глушения давление в трубах перед штуцером должно поддерживаться постоянным.
Давление в затрубном пространстве при этом будет снижаться.

Как только жидкость глушения начнет заходить в трубы, необходимо контролировать процесс глушения по давлению в затрубном пространстве, которое должно поддерживаться постоянным, равным гидравлическим сопротивлениям.
После выхода на поверхность штуцер должен быть полностью открыт и дальнейшую прокачку следует вести при установившемся давление в затрубном пространстве, вплоть до вымыва раствора.

Для глушения используется широкий спектр флюидов, рассолы (KCl, NaClи др.), эмульсионные растворы, сырую нефть, дизельное топливо, метанолы, природный газ, пену и воздух.

Источник

Технологические жидкости для глушения скважин

В качестве таких жидкостей применяются водные составы с добавками загустителей или минеральных солей

ИА Neftegaz.RU. Задачей операции глушения скважин является обеспечение безопасных условий работы буровых и ремонтных бригад в стволе скважины путем предотвращения выброса нефти или газа из пласта.

Решение данной задачи возможно с помощью различных составов глушения пластов, создающих на забое скважин давление выше пластового.

Обычно для этих целей применяются водные составы с добавками загустителей или минеральных солей.

Возможно также применения специальных механических отсекателей пластов или противовыбросового оборудования.

Технология работ по замене жидкости в стволе скважины заключается в проведении операции промывки ствола с допуском НКТ до забоя или последовательной замене скважинной жидкости на участке устье-насос на жидкость глушения с обеспечением заполнения всего ствола скважины.

Плотность жидкости глушения определяет величину давления на забое скважин.

Основные цели и задачи операций глушения продуктивных пластов:

При этом технологии приготовления жидкости глушения и их применения в скважинах должны обеспечивать простоту приготовления и регулирования свойствами жидкости глушения без создания в скважинах аварийных ситуаций и осложнений.

Технологии глушения скважин не должны затруднять последующее освоение и вывод скважин на запланированный режим работы.

Факторы, ухудшающие свойства ПЗС при проникновении в нее жидкостей глушения:

Все жидкости глушения условно делят на 2 группы:

— на водной основе, в тч пены, пресные и пластовые воды; растворы минеральных солей; глинистые растворы; гидрогели; прямые эмульсии.

— на углеводородной основе, в тч товарная или загущенная нефть; обратные эмульсии с содержанием водной фазы до 70%.

В группе жидкостей глушения на водной основе ведущая роль принадлежит водным растворам минеральных солей или чистым рассолам, не содержащим твердой фазы.

Осложняющие факторы при глушении скважин минеральными солями:

Добавки к водным растворам глушения, позволяющие снизить негативное влияния водных растворов жидкостей глушения на ФЕС пласта

-Гидрофобизаторы и ингибиторы набухания глин;

Для предотвращения проникновения жидкостей глушения на основе солей в пласт используются различные загущенные жидкости глушения, которые обладают повышенной вязкостью и имеют низкий коэффициент фильтрации в пласт. Применение загущенных жидкостей глушения связано с пониженным пластовым давлением, когда пластовое давление ниже гидростатического.

Загущенные жидкости глушения на углеводородной основе.

Для максимального сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов в процессе проведения ремонтных работ в скважинах в качестве жидкости глушения рекомендуются растворы на углеводородной основе.

Исключаются набухание глинистых минералов пласта; блокирующее действие воды, обусловленное капиллярными явлениями; образование нерастворимых осадков при контакте с минерализованными водами; коррозия оборудования, проявления сероводорода на устье скважин.

Недостатком жидкостей глушения на углеводородной основе является их пожароопастность.

Загущенные жидкости на углеводородной основе можно разделить на обратные эмульси и загущенная нефть.

Вследствие широты диапазона регулируемых свойств и сравнительно низкой стоимости наибольшее распространение нашли обратные эмульсии.

Обратные эмульсии для глушения скважин

В настоящее время эмульсионные составы широко используются в различных процессах нефтедобычи: в процессах первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, при глушении скважин, при обработках призабойной зоны пласта и в процессах повышения нефтеотдачи. При этом в каждом конкретном случае используются определенные типы эмульсий и специально подобранные с учетом необходимых физико-химических свойств эмульсионные составы.

Использование загущенной нефти позволяет снизить негативное влияние жидкости глушения на ПЗП и получать жидкости глушения плотность меньше 1 г/см3. Однако при данных преимуществах загущенная нефть имеет ряд существенных недостатков, в тч высокая стоимость жидкости глушения; высокая пожароопастность; сложное регулирование реологических свойств.

Технология глушения скважин

Для определения технологии глушения необходимо принять ряд решений.

состав основной жидкости глушения и добавки;

необходимость применения блокирующей жидкости.

Количество циклов глушения определяется глубиной спуска внутрискважинного оборудования.

По умолчанию, процесс закачки жидкости глушения должен производиться в трубное пространство скважины (прямой способ).

Когда сбить клапан насоса не удается, глушение производят через затрубное пространство (обратный способ).

В случае высокого пластового давления, когда давление значительно превышает гидростатическое скорость закачки должна быть максимальной, превышающей производительность скважины при условии, что давление при этом не превышает предельно допустимого (по условиям давления опрессовки колонны или кабельного ввода).

В случае нормального и низкого пластового давления, давление примерно равно или ниже гидростатического с целью минимизации забойного давления, снижения объемов поглощения скважинной жидкости пластом, скорость закачки жидкости глушения не должна превышать 10 м3/час.

Перед составлением плана работ следует определиться, каким образом первая пачка жидкости глушения поступит к забою скважин. В составе первой пачки обычно участвует блокирующий состав.

Для месторождений с низкой проницаемостью продуктивного пласта или высокой глинистостью породы рекомендуется способ осаждения.

Для определения необходимого объема жидкости глушения необходимо рассчитать внутренний объем скважины с учетом толщины стенки труб, объема спущенных НКТ, и глубину спуска ГНО.

Объем первого цикла глушения рассчитывается из условия, что он должен быть не менее внутреннего объема эксплуатационной колонны в интервале от глубины спуска ГНО (башмак НКТ) до искусственного забоя.

Объем второго цикла рассчитывается из условия, что он должен быть не менее внутреннего объема эксплуатационной колонны за вычетом объема НКТ в интервале от устья до глубины спуска ГНО (башмак НКТ). Т.е. он должен обеспечивать полную смену жидкости в ходе промывки в указанном объеме.

Источник

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Глушение скважин

Глушение скважин – это технологический процесс, в результате которого создаётся противодавление на пласт и прекращается добыча пластового флюида. Для глушения скважин используют жидкости с плотностью, обеспечивающей создания необходимого противодавления на пласт. Жидкость для глушения должна обладать определенными физико-химическими свойствами, соответствующими конкретным условиям: быть химически инертной к породе, коллектору; исключать необратимую кольматацию пор и трещин продуктивного пласта; не оказывать коррозионного воздействия на металл скважинного оборудования и промысловых коммуникаций; обладать стабильностью в конкретных термобарических условиях в течение времени, необходимого для выполнения предусмотренных работ. Кроме того, все жидкости должны быть взрывопожаробезопасными и нетоксичными, высокотехнологичными в приготовлении и использовании.

При глушение скважины в затрубное пространство при расчётной производительности агрегатов закачивается жидкость глушения. При этом для создания заданной репрессии на пласт создаётся противодавление на устье с помощью регулируемого штуцера, установленного на линии трубного пространства. При закачке жидкости глушения в затрубное пространство забойное давление должно поддерживаться постоянным, но превышающим пластовое давление на заданную величину. По мере закачки жидкости глушения давление в трубах перед штуцером должно поддерживаться постоянным. Давление в затрубном пространстве при этом будет снижаться.

Как только жидкость глушения начнёт заходить в трубы, необходимо контролировать процесс глушения по давлению в затрубном пространстве, которое должно поддерживаться постоянным, равным гидравлическим сопротивлениям. После выхода на поверхность штуцер должен быть полностью открыт и дальнейшую прокачку следует вести при установившемся давление в затрубном пространстве, вплоть до вымыва раствора.

Для глушения используется широкий спектр флюидов, рассолы (KCl, NaClи др.), эмульсионные растворы, сырую нефть, дизельное топливо, метанолы, природный газ, пену и воздух.

Если при глушение скважины, вышедшей в ремонт, применять жидкость, обладающую одновременно свойствами задавочной жидкости (регулируемые плотность, вязкость, статическое напряжение сдвига) и растворяющей способностью к парафинистым и асфальтосмолистым отложениям, то операцию обработки призабойной зоны можно совместить с подземным ремонтом. Такой технологической жидкостью является обратная эмульсия, содержащая в депрессионной среде необходимое количество углеводородного растворителя, способного отфильтровываться без разрушения эмульсии. Эффективность обработки призабойной зоны продуктивного пласта обратной эмульсией, обладающей растворяющими свойствами, превышает эффективность обработки пласта чистым углеродным растворителем.

Источник

Легко ли добыть нефть. Как заглушить скважину. Часть 3.

Перед глушением скважины следует произведи расчёт нужного объема жидкости глушения. Он равен полному объему скважины – объем скважинного оборудования + коэффицент запаса, равный десяти процентам. Под объемом скважинного оборудования понимается объем, который вытесняется металлом НКТ и штанг (при наличии ШСНУ). Объем ЭЦН, кабеля обычно не учитывается.

При расположении насоса выше 100-150 метров глушение проводят в два цикла. Это проводится для того, чтобы жидкость, которую закачивают в скважину, смогла осесть на забой. Иначе там останется нефтегазовая пачка, которую рано или поздно выбросит наружу во время ремонта.
Объем первого цикла по большинству регламентов равен объему затрубного пространства от приема насоса до устья. Исключение только регламент Славнефти. Я не знаю, какой там проектный институт разрабатывал его, но там прописан реальный бред. Объем первого цикла, согласно ему, составляет только объем скважины, которая находится под насосом. Даже без учета объёма трубы. При этом неважно, куда закачивать – в НКТ или затруб. И в результате могли глушения проходить так: закачать первый цикл 7 м3, техотстой 23 часа, потом закачать 40 м3. Много было скандалов по поводу объемов и времени техотстоя, я знаю, что негласно начали глушить по-другому, как ГПН, не знаю только, внесли ли они изменения в техрегламент.
После того, как закачан объем первого цикла скважина ставится на техотстой. Его время зависит от расстояния от приема насоса до забоя. Не смотря на то, что разные жидкости опускаются с различной скоростью, берется усредненное время согласно РД 153-39-023-97 «Правила ведения ремонтных работ в скважинах», которое составляет 0,04 м/сек, 144 метра в час. То есть, ели от насоса до забоя 300 метров, то время техостоя составляет чуть больше двух часов, после чего закачивают весь оставшийся объем.

Многоциклично глушат скважины после консервации или после бурения. Обычно во время консервации и после бурения в скважине оставляют порядка пятиста метров НКТ с воронкой. Объем цикла берется полный объем затруба и НКТ на расстоянии спущенной трубы. Например, если колонна 168 мм, а труба 73 мм, этот объем примерно будет 5 м3. Закачивают первый цикл, и скважина ставится на техотстой, время которого равно времени осаждения жидкости на глубину, равную длинне спущенной трубы. Т. е. если спущено пятьсот метров, то время техотстоя составит почти 3,5 часа, обычно его округляют (500/144=3,47). Затем повторяют второй цикл такого же объема и такой же продолжительности техотстоя. И это будет повторяться столько времени, пока жидкость первого цикла не достигнет забоя. Т. е., если глубина скважины 3000 метров, спущено около 500 метров, то будет шесть циклов с 3,5 часами техотстоя.

Теперь разберемся, куда глушить. По умолчанию глушение всегда производится в НКТ. Во-первых, это ускоряет глушение, во-вторых, создается меньшее давление, к которому наиболее критичен кабельный ввод, в-третьих, отсутствие противодвижения жидкостей: закачиваемой ЖГ и всплывающей скважинной жидкостью. Глушение в НКТ называется прямым.
Но в некоторых случаях делают обратное глушение – в затруб. Оно проводится в том случае, когда не удалось открыть сбивной клапан, когда трубы забиты АСПО, либо при некоторых видах ремонта, например, замена кабельного ввода с контрольным замером изоляции (КЗИ).

Теперь вкратце опишу порядок глушения. Перед глушением необходимо разрядить скважину. Обычно это делают в дренажную емкость АГЗУ (автоматическая групповая замерная установка), но если оператора не дождаться – стравливают и сами. Затем собирают линию, в которой ставят фильтр, обратный клапан и кран высокого давления (КВД). В реальности ставят только КВД. Затем опрессовывают линию на полуторократное ожидаемое давление. И начинают качать.

Разрядка скважины. Вариант узбекских распиздяев

Если на конце трубы находится воронка – нет никаких проблем. Другое дело, когда находится ЭЦН и пакер. Кака я уже писал, в комплектацию ЭЦН всегда входит обратный клапан, который закрывается при движении жидкости сверху вниз, от устья к забою, что и происходит при прямом глушении. Поэтому в комплект ЭЦН также входит сбивной клапан, который еще называется сливной муфтой. Он состоит из корпуса в виде муфты и специального латунного штуцера, который вворачивается в корпус муфты. Перед глушением в скважину сбрасывают специальный сбивной ломик, которые движется по трубам, набирает скорость и ломает штуцер по выточкам, в результате чего происходит соединение трубы и затруба.

Сбивной клапан с ввернутым штуцером

Если клапан не удалось сбить, то в трубы сбрасывают (спускают на проволоке лебедкой) перфоратор НКТ. Он срабатывает от давления в трубах, которое устанавливается соответствующее гидростатическому на заданной глубине. Наконечник закреплен шпилькой, при росте давления шпилька срезается, под давлением наконечник из твердосплавного материала конуса-пробойника с скоростью выдвигается и из пробивает трубу.

Перфоратор на пригрузе. На втором фото виден наконечник пробойника

Другой вариант – использование мандрелей и циркуляционных клапанов. Под мандрелью понимается скважинная камера, которая входит в состав НКТ. В мандрели находится боковой карман, где размещают различное внутрискважинное оборудование. Оно спускается туда на специальном инструменте – экстракторе. Изначально мандрель разрабатывалась для спуска газлифтных клапанов, но оказалось настолько удобным, что начали применять и для размещения других инструментов, например, циркуляционных клапанов.

Они работают по-разному, например, от скидывания в них металлического шарика, избыточного давления в НКТ, открытия с помощью экстрактора и пр. Особенно часто мандрели применяются в компоновках с пакером. Например, в скважинах ППД, или компоновке ЭЦН+пакер. Глушение скважин с пакером имеет свои особенности. Дело в том, что пакер разделяет трубное и затрубное пространство. Затруб имеет нулевое давление, а под пакорм давление избыточное. Поэтому после срыва пакера жидкость и газ могут сразу устремляться в затруб и просиходит выброс. Да и сорвать пакер невозможно, так как из трубок идет газожидкостная смесь. Поэтому сначала глушат трубки, для чего прокачивают объем НКТ и подпакерного пространства скважины. Для этого жидкость продавливают на пласт, оно, порой, бывает куда больше сотни атмосфер. После чего срывают пакер и глушат в затруб. Но если есть мандрель над пакером, после глушения в НКТ открывают циркуляционный клапан, прокачивают объем затруба и можно безопасно срывать пакер

Источник

Повышение экономической эффективности глушения скважин с использованием новых технологических жидкостей

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.

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)

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