Тема 8. Технико-технологические требования по предупреждению газонефтеводопроявлений

В целях предупреждения нефтегазопроявления при текущем и капитальном ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин до и во время их ремонта необходимо создать противодавление на продуктивный пласт жидкостью определенного удельного веса - "жидкость глушения", свойства которой должны отвечать следующим требованиям:

- жидкость для глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами;

- фильтрат жидкости для глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы при любом значении рН пластовой воды;

- жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0.1 мм/год;

- жидкость для глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях;

- жидкость для глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной;

- жидкость для глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании;

- содержание мех. примесей в жидкости для глушения не должно быть не более 100 мг/л, при этом размер частиц должен быть не более 0.02 мм.

Существующие способы глушения скважин основаны на применении двух видов жидкостей или их сочетаний.

1 способ – глушение жидкостями на водной основе:

- подтоварной водой (технической);

- водными растворами неорганических солей (хлористый натрий, хлористый

магний, хлористый кальций, хлористый калий);

- сенноманской водой.

2 способ - глушение жидкостями на углеводородной основе (обратные

эмульсии)

3 способ - объединяет преимущества двух первых способов глушения, включает в себя комбинированное применение обратной эмульсии и минерализованной воды. Технология основана на естественным осаждением на забой, в интервале перфорации, более тяжелой обратной эмульсии по сравнению со скважинной жидкостью, после чего производится промывка минерализованной водой необходимой плотности.

Плотность обратной эмульсии 1060 - 1350 кг/м³. На месторождениях Западной Сибири рекомендуется использовать составы обратной эмульсии на СаСl₂. Объем обратной эмульсии 3-6 м³.

Существуют два пути повышения качества жидкости глушения на водной основе: использование солей обратных ПАВ, или добавка ПАВ в солевые растворы. Это связано с тем, что при глушении скважин солевым раствором (при проникновении его в продуктивный пласт) происходит снижение фазовой проницаемости для нефти, в результате увеличиваются сроки освоения и вывода скважин на рабочий режим, снижаются дебиты и послеремонтный период эксплуатации, что обуславливает значительный недобор нефти.

Технология глушения скважин жидкостями на углеводородной основе (обратными эмульсиями) позволяет избежать многих недостатков жидкостей глушения на водной основе. Низкая фильтруемость обратных эмульсий в пласт, надежная стабилизация водной дисперсной фазы ПАВ, эмульгаторами и стабилизаторами, исключает негативное влияние на продуктивный пласт. Наоборот, фильтрация дисперсной среды (нефти, легких нефтепродуктов в смеси с ПАВ) в призабойную зону пласта положительно действует на нефтяной пласт.

Определение плотности жидкости глушения.

2.1. Плотности жидкости для глушения скважин рассчитывается в зависимости от величины пластового давления и расстояния до ВНК по вертикали (в практике работ до кровли пласта), указанных в плане на ремонт скважины. Погрешность в расчетах на кровлю пласта незначительна и составляет менее 0.1%.

(формула 1)

где: g_жг - плотность жидкости глушения, г/см³;

Р_пл - текущее пластовое давление, атм;

К_з - коэффициент запаса, равный 1.10;

Н - глубина скважина до кровли пласта или ВНК, м.

Коэффициент запаса (величиной 10 от расчетной плотности жидкости глушения) предусматривается для создания противодавления на пласт в целях предотвращения самоизлива скважины - от непредвиденных и неконтролируемых факторов во время ремонта скважины, а также недостаточной точности замера пластового давления.

· Для скважин с обводненностью продукции 80% и более и газовым фактором не более 100 м³/м³ допускается уменьшение коэффициента запаса 5%.

· Для скважин, в которых вскрыто несколько пластов с разными пластовыми давлениями и расстоянием между ними более 50 м, в расчетах принимается величина расстояния до кровли пласта (ВНК) с более высоким пластовым давлением. При этом для предотвращения поглощения жидкости пластом с меньшим пластовым давлением, первый объем жидкости глушения (3-5 м³) должен быть загущен полиакриламидом или КМЦ.

· При отсутствии достоверных данных о текущем пластовом давлении, не позднее, чем за трое суток до ремонта скважины оно должно быть определено.

· На скважинах механизированного фонда (не с аномально низким пластовым давлением) - с помощью избыточного давления, которое замеряется после полной замены скважинной жидкости жидкостью глушения или промывочной и отстоя скважины в течение не менее 24 часов. Текущее пластовое давление, при этом, рассчитывается по формуле:

(формула 2)

где: Р_изб - избыточное давление на устье скважины, атм.

· На фонтанных скважинах текущее пластовое давление замеряется глубинным манометром.

· Для глушения, в ОАО "Томскнефть" ВНК, используются следующие жидкости глушения:

Вид жидкости глушения	Плотность, г/см3
Сеноманская вода Пластовая вода Раствор хлористого натрия Раствор хлористого кальция	До 1.03 1.01 – 1.05 1.05 – 1.18 1.18 – 1.30

· Количество реагента (NaCl, CaCl₂), требующегося для приготовления необходимого объема жидкости глушения определенной плотности, рассчитывается по формуле:

(формула 3)

где: М_р - количество реагента, кг;

g_р - удельный вес реагента, г/см3

(g_жг - удельный вес жидкости глушения, г/см3

g_в - удельный вес воды, используемой для приготовления

жидкости глушения, г/см³

V_р - требуемый объем жидкости глушения, м³

Удельные веса NaCl - 2,15 г/cм³ (2 150 кг/м³)

CaCl₂ - 2,20 г/см³ (2 200 кг/м³)

При приготовлении жидкости глушения можно пользоваться данными, приведенными в "Приложение-1".

· Не допускается отклонение величины плотности жидкости глушения от расчетной более чем на + 0.02 г/см³.

Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения.

Глубина скважины, м	Допустимые отклонения при плотности жидкости глушения, кг/м2
	До 1300	1300-1800	более 1800
До 1 200
До 2 600
До 4 000

Расчет объема жидкости и количества циклов глушения скважины.

· Объем жидкости для глушения скважины и количество циклов глушения определяется расчетным путем в зависимости от глубины скважины до середины интервала перфорации, диаметров эксплуатационной колонны и НКТ, объема спущенных в скважину штанг.

· Общий объем жидкости для глушения скважины рассчитывается по формуле:

(формула 4)

где: V_эк=(pD²/4)xH;

Н - глубина скважины до цементного моста,

D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны.

V_экО - объем эксплуатационной колонны, с учетом спущенного подземного оборудования.

Примечание: Для практических расчетов, в связи с многообразием диаметров эксплуатационных колонн, а иногда и отсутствием данных по толщине стенки эксплуатационной колонны предлагается:

- внутренний диаметр э/к d-127 мм считать равным 113 мм (толщина стенки 7мм);

- внутренний диаметр э/к d-146 мм считать равным 130 мм (толщина стенки 8 мм);

- внутренний диаметр э/к d-168.3 м считать равным 152.3 мм (толщина стенки 8 мм).

Формула определяющая объем жидкости, вытесняемой металлом НКТ (без учета муфт):

где: d_нкт-d_нктВ - соответственно внешний и внутренний диаметр НКТ,

Н_сн - глубина спуска насоса, м.

Формула, определяющая объем жидкости, вытесняемой металлом штанг:

Средневзвешенный диаметр штанг определяется:

dштСр=((dшт₁ х h₁) + (dшт₂ х h₂) + (dшт₃ х h₃)/Hсп

где: dшт₁, h₁... диаметры и длины ступеней колонны штанг.

· Объем 1 цикла глушения должен соответствовать объему между внутренним диаметром э/к и внешним НКТ до глубины спуска насоса. Объем 1 цикла определяется по формуле:

· Количество циклов определяется:

Кц=VэкО/V1ц

Так как количество циклов глушения определяемое по вышеприведенной формуле всегда будет дробным, а объем последнего цикла глушения, при округлении в меньшую сторону, всегда был большим, что не обеспечивало качественного глушения на последней стадии и перерасход жидкости глушения вводится следующая методика расчетов объемов последующих циклов.

При 2.5 Кц = 2 объема второго цикла вычисляется по формуле:

V2ц=VэкО-V1ц+3, м³

При 3.5 Кц = 2.5 объем третьего цикла вычисляется по формуле:

V3ц=V1ц+3, м³

объем второго цикла

V2ц=VэкО=V1ц-V3ц,м³;

При Кц 3.5 объем четвертого и второго циклов глушения вычисляется по формуле:

V4ц=V1ц+3; V2ц=V1ц,

объем третьего цикла вычисляется по формуле:

V3ц=VэкО-V1ц-V2ц-V4ц, м³.

Подготовительные работы к глушению скважины.

- Останавливается скважина, производится ее разрядка, проверяется исправность запорной арматуры.

- Определяется величина текущего пластового давления.

- Производится расчет необходимой плотности жидкости глушения и материалов для ее приготовления.

- Готовится требуемый объем жидкости глушения соответствующей плотности с учетом аварийного запаса.

- Расставляются агрегат и автоцистерны, производится обвязка оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое в 1.5 раза. Нагнетательная линия оборудуется обратным клапаном.

- Проверятся наличие циркуляции в скважине, и принимается решение о категории ремонта.