Требования к жидкостям глушения
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.