Организация процесса глушения скважины

Учитывая важность проблемы, возникает необходимость в пере­осмыслении процесса глушения и проведении ряда мероприятий по улучшению качества глушения скважин. Необходимы четкие пред­ставления о необходимых параметрах процесса глушения, знание со­временных технологий, средств подготовки и закачки растворов глу­шения, их новейших составов. Процесс проектирования глушения -один из ответственейших моментов в процессе эксплуатации скважи­ны (рис. 4.2.1).

Этапы подготовки и проведения глушения следующие:

- анализ геолого-технологических условий месторождения;

- выбор рецептур жидкостей глушения, проектирование процесса;

- подготовка воды, необходимых реагентов и материалов;

- подготовка необходимого оборудования;

- приготовление и хранение жидкости глушения, буферных жидко­стей, жидкостей для перфорации;

- транспортировка и закачка;

- контроль параметров ЖГ и технологии глушения.

Отметим основные требования к жидкостям глушения:

- ЖГ для скважин должна быть химически инертна к горным поро­дам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюи­дами, должна исключать кольматапию пор пласта твердыми час­тицами;

- фильтрат ЖГ должен обладать ингибирующим действием на гли­нистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды;

- ЖГ не должна образовывать водных барьеров и должна способ­ствовать гидрофобизации поверхности коллектора, снижению ка­пиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфаз­ного натяжения на границе раздела фаз "жидкость глушения - пла-стовый флюид";

- ЖГ не должна содержать механических примесей с диаметром ча-

Технологическая схема процесса глушения

Контроль параметров 1 Растворный узел

Контроль параметров

Контроль параметров

Материалы и химреагенты Товарная нефть

Сооружение пропарочных узлов для очистки емкостей ЦР_________

Подготовка воды, приготовление ЖГ, доведение до необходимых параметров

Хранение и отпуск

Обработка и закачка ЖГ

Вода

Транспортировка

УПСВ-

подготовка

ЖГ не должны обладать коррозионными свойствами в отношении к скважинному и промысловому оборудованию

пластовой воды

Призабойная зона пласта

- ЖГ для скважин должна быть химически инертна к горным породам, совместима с пластовыми флюидами;

- фильтрат ЖГ должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы;

- ЖГ не должна образовывать водных барьеров, снижению капиллярных давлений в порах пласта;

- ЖГ не должна содержать механических примесей с диаметром частиц более 2 мкм. Содержание механических примесей не должно превышать 100 мг/л;

- ЖГ не должна кородировать скважинное оборудование.

- ЖГ на месторождениях с наличием сероводорода должны содержать нейтрализатор сероводорода

Рис. 4.2.1. Технологическая схема процесса глушения

стиц более 2 мкм. Общее содержание механических примесей не должно превышать 100 мг/л;

- ЖГ должна обладать низким коррозионным воздействием на сква-жинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна пре­вышать 0,1—0,12 мм/год;

- ЖГ на месторождениях с наличием сероводорода должны содер­жать нейтрализатор сероводорода;

- ЖГ не должны наносить вреда нефтесборным трубопроводам при существующей схеме утилизации;

- ЖГ должна быть безопасной при проведении технологических операций.

Как добиться соблюдения этих требований?

Достигнуть этого можно с помощью:

- применения расширенного ассортимента ЖГ

- усовершенствования их состава добавками химических реагентов;

- применения буферных жидкостей;

- применения современных средств для подготовки, приготовления, транспортировки и закачки ЖГ.

Ассортимент используемых ЖГ должен соответствовать всему спектру литотипов пород, их фильтрационно-емкостным свойствам, применяемым технологиям воздействия на пласт, а также текущему состоянию разработки эксплуатируемых объектов. В частности, он должен включать: жидкости глушения для условий аномально высо­кого и аномально низкого пластового давления, для пластов с низкой проницаемостью и высокой глинистостью; растворы для вскрытия пластов и жидкости для промывки скважин. В таблице 4.2.1 представ­лен пример рекомендованных для ОАО "Юганскнефтегаз" и "Томск-нефть" разработок для глушения скважин, сделанных на основе про­веденных в 2001-2002 гг. исследований по фильтрации широкого ряда ЖГ через образцы кернов различных месторождений.

Для глушения скважин в обычных условиях с нормальным плас­товым давлением рекомендуется использовать солевой раствор на основе NaCl с добавкой ингибиторов и гидрофобизаторов либо с при­менением буферных жидкостей на основе состава "Шанс". Испыта­ние состава "Шанс" в условиях месторождений ОАО "Томскнефть" показало, что средний срок вывода скважин на режим из ремонта со­кращается в среднем на 1 сутки, что позволяет получить выигрыш в добыче нефти. Другим положительным фактором является сохране­ние продуктивности скважин, что подтвердилось средним ростом де-

Таблица 4.2.1. Жидкости глушения и другие технологические жидкости для нефтедобычи

Назначение

| Компонентный состав ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ

Глушение в условиях нормального пластового давления

Раствор хлористого натрия усовершен­ствованный с плотностью до 1,18 г/см³. Содержит ингибиторы:

- коррозии,

- набухания глин,

- солеотложений

Глушение в условиях нормального пластового давления скважин, эксплуатирующих пласты с высоким содержанием глинистого цемента Глушение в условиях аномально высокого пластового давления

Раствор хлористого калия усовершен­ствованный, с плотностью 1,06 г/см³ (либо сильвинита или хлористого ам­мония). Содержит ингибиторы:

- коррозии,

- солеотложений

Раствор хлористого кальция усовершен­ствованный, с плотностью 1,30 г/см³. Содержит ингибиторы:

- коррозии,

- набухания глин,

- солеотложений

БУФЕРНЫЕ ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ

Глушение в условиях нормального пластового давления

Буферный раствор для глушения в условиях нормального пластового давления и высоких пластовых температур

Для глушения в условиях аномально низкого пластового давления

Для глушения в условиях аномального поглощения и скважин после ГРП

Раствор "ШАНС"
Гидрофобно-эмульсионный
состав "ГЭС-2"_______________

Раствор "ШАНС-1" Гидрофобно-эмульсионный состав ТЭС-1", "ДИСИН"

"ДИСИН"

Гидрофобно-эмульсионный состав "ГЭС"

Продолжение таблицы 4.2.1

Назначение________________ | Компонентный состав_______

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ЖИДКОСТИ

Буферная жидкость для Раствор хлористого аммония

глинокислотных обработок, с плотностью 1,04 г/см³

Для промывки скважин, Промывочная жидкость (ВРК)

осложненных АСПО

Для первичного вскрытия пластов Эмульсионно-кислотный состав

Раствор для перфорации Раствор катионоактивного ПАВ

в активной среде

бита жидкости по скважинам без изменения производительности ГНО на 5-15%.

При проведении глушения скважин в условиях пониженного пла­стового давления, а также после ГРП рекомендуется применение бу­ферных жидкостей "ГЭС" и "ДИСИН". Оба случая характеризуются одним осложнением — поглощением ЖГ, механизм которого разли­чается, как и его вредные последствия. В скважинах после ГРП по­глощения объясняются активным массообменом полости скважины с удаленной зоной пласта. Наиболее сильными и вредными послед­ствиями являются: увеличение объема глушения, НГП, повторные глушения и, соответственно, удлинение периода вывода на режим, связанное с откачкой ЖГ из пласта. Случаи пониженного пластового давления поглощения объясняются превышением давления столба ЖГ над пластовым, и к вредным последствиям добавляется сниже­ние продуктивности, связанное с проникновением ЖГ в матрицу по­роды призабойной зоны пласта.

На выбор буферной жидкости влияет и такой параметр, как плас­товая температура. Наибольшей устойчивостью к высокой темпера­туре обладает "ДИСИН". Применение же состава "ШАНС" и "ГЭС" в условиях пластовых температур выше 80 °С не рекомендуется. В слу­чае ремонта длительностью более 5 суток использовать "ГЭС" не сле­дует из-за его невысокой стабильности в условиях высоких темпера­тур.

В регламентах предусматривается применение тех или иных ЖГ, причем в зависимости не только от геолого-технологических пока-

зателей, но и от ряда технических, например спущенного в скважину ГНО. Так, при глушении скважины в условиях аномально низкого пластового давления, эксплуатирующейся с высоким положением "башмака" (более 100 м от верхних отверстий перфорации), рекомен­дуется использовать инвертную дисперсию "ДИСИН", способную опускаться на забой методом осаждения. Применение же эмульсион­ных составов подразумевает продавку на поглощение, в результате чего в указанных условиях большой объем поднасосной жидкости попа­дает в призабойную зону.

Особо недопустимо применение доставки ЖГ на забой методом продавки на поглощение в коллекторах с повышенной глинистостью. С другой стороны, на скважинах после ГРП такая технологическая операция допустима, т.к. при этом поднасосная жидкость уходит в трещину разрыва, не контактируя с матрицей породы.