Скидка на подшипники из наличия!
Уже доступен
Глушение скважин представляет собой технологический процесс, направленный на создание противодавления на продуктивный пласт с целью прекращения притока пластовых флюидов. Операция выполняется путем замены скважинной жидкости на специально подготовленную жидкость глушения с расчетной плотностью. Согласно ФНП № 534 от 15.12.2020 (редакция от 31.01.2023), глушению подлежат скважины с пластовым давлением выше гидростатического перед началом ремонтных работ.
Основной принцип глушения базируется на создании гидростатического давления столба жидкости, превышающего пластовое давление на заданную величину. Коэффициент безопасности обычно составляет от пяти до десяти процентов от расчетной плотности. Этот запас предусматривается для предотвращения самоизлива скважины при непредвиденных факторах и компенсации погрешностей замера пластового давления.
Выбор технологии зависит от глубины установки насосно-компрессорного оборудования относительно интервала перфорации, приемистости пласта, обводненности продукции и температурных условий эксплуатации. Для скважин с УЭЦН, установленным выше ста метров от перфорации при высокой приемистости, применяется одноцикловое глушение.
Водные растворы минеральных солей являются наиболее технологичными и экологически безопасными жидкостями глушения. Основные компоненты для приготовления растворов различной плотности включают хлориды натрия, калия и кальция. Каждый тип раствора обладает специфическими свойствами, определяющими область его применения.
Хлорид натрия представляет собой наиболее экономичную соль для приготовления жидкостей глушения. Растворимость в воде составляет тридцать шесть граммов на сто граммов воды при двадцати градусах Цельсия. Максимальная стабильная плотность водного раствора достигает 1197 килограмм на кубический метр при концентрации около 26 процентов по массе. Температура замерзания эвтектического раствора составляет минус 21,2 градуса Цельсия.
При взаимодействии с глинистым цементом продуктивных пород хлорид натрия может вызывать кольматацию призабойной зоны пласта из-за набухания глинистых частиц. Исследования показывают, что после многократной прокачки через заглинизированный керн проницаемость по нефти снижается до сорока шести процентов. Для минимизации негативного воздействия обязательно требуется добавка ингибиторов солеотложения и коррозии.
Растворы на основе хлорида калия не вызывают набухания глинистого цемента продуктивных пород, что делает их предпочтительными для заглинизированных коллекторов. Растворимость в воде составляет тридцать четыре грамма на сто граммов при двадцати градусах. Максимальная плотность водного раствора составляет приблизительно 1170 килограмм на кубический метр при концентрации около 25 процентов. Температура замерзания концентрированного раствора достигает минус двадцати градусов Цельсия.
Промышленность использует сильвинитовую руду, представляющую природный минерал, состоящий из 74-76 процентов хлорида натрия и 20-24 процентов хлорида калия. Максимальная стабильная плотность водного раствора сильвинитовой руды достигает 1220 килограмм на кубический метр. Наличие калия в составе позволяет эффективно использовать данный раствор при работе на заглинизированных коллекторах.
Хлорид кальция является наиболее широко применяемым тяжелым раствором глушения. Растворимость достигает семидесяти четырех граммов на сто граммов воды при двадцати градусах. В заводских условиях производится раствор плотностью 1300 килограмм на кубический метр, однако при использовании сухого хлорида кальция на растворном узле возможно увеличение плотности. Температура замерзания 30-процентного раствора составляет минус сорок восемь градусов Цельсия, что обеспечивает применимость в зимних условиях.
Насыщенный раствор хлорида кальция обладает плотностью 1396 килограмм на кубический метр при сорока процентах концентрации. Водные растворы замерзают при очень низких температурах: 20-процентный при минус 18,6 градуса, 30-процентный при минус 48 градусов согласно справочным данным. Восстановление проницаемости по нефти при фильтрации хлорида кальция через керны в среднем не превышает 30-35 процентов.
Применение растворов высокой плотности не исключает процесса фильтрации в пласт, где при контакте с пластовыми водами возможно выпадение солей. Для устранения недостатков в растворы хлорида кальция обязательно добавляют ингибирующие добавки, снижающие коррозионную активность и предотвращающие солеотложение.
Для скважин с аномально высоким пластовым давлением применяются комбинированные растворы на основе смеси солей. Система вода-хлорид кальция-нитрат кальция позволяет получить растворы плотностью до 1600 килограмм на кубический метр. При насыщенном растворе плотность смеси достигает 1780 килограмм на кубический метр, что значительно превышает показатели отдельных компонентов.
Наибольшую плотность имеет состав, в котором массовое содержание нитрата кальция составляет семьдесят семь процентов. Температура застывания насыщенного раствора плотностью 1600 килограмм на кубический метр находится ниже минус сорока градусов Цельсия. Модифицированные растворы на основе смеси хлорида цинка и бромида кальция обеспечивают плотность до 1910 килограмм на кубический метр с высоким восстановлением проницаемости пласта.
Плотность жидкости глушения определяется из расчета создания столбом жидкости давления, превышающего текущее пластовое давление на величину коэффициента запаса. Согласно РД 153-39-023-97, расчет плотности осуществляется по стандартизированной методике с учетом термобарических условий скважины.
Плотность жидкости глушения рассчитывается по формуле: ρ = (Pпл × Kз) / (H × 0,098), где ρ — плотность жидкости глушения в граммах на кубический сантиметр, Pпл — текущее пластовое давление в атмосферах, Kз — коэффициент запаса, равный 1,10 (десять процентов), H — глубина скважины до кровли пласта или водонефтяного контакта в метрах. Константа 0,098 представляет собой переводной коэффициент для гидростатического давления.
Коэффициент запаса предусматривается для создания противодавления на пласт в целях предотвращения самоизлива от непредвиденных факторов и недостаточной точности замера пластового давления. Для скважин с обводненностью продукции восемьдесят процентов и более при газовом факторе не более ста кубических метров на кубический метр допускается уменьшение коэффициента до пяти процентов согласно РД 153-39-023-97.
Для скважины с пластовым давлением 250 атмосфер и глубиной до кровли пласта 2600 метров при коэффициенте запаса 1,05 расчетная плотность составит: ρ = (250 × 1,05) / (2600 × 0,098) = 1,03 грамма на кубический сантиметр. Не допускается отклонение величины плотности от расчетной более чем на плюс-минус 0,02 грамма на кубический сантиметр.
Количество реагента для приготовления необходимого объема жидкости определенной плотности рассчитывается по формуле: M = (ρр × (ρж − ρв) × V × 10) / (ρр − ρв), где M — количество реагента в килограммах, ρр — удельный вес реагента в граммах на кубический сантиметр, ρж — удельный вес жидкости глушения, ρв — удельный вес воды, V — требуемый объем жидкости глушения в кубических метрах.
При приготовлении растворов необходимо учитывать температуру кристаллизации и коррозионную агрессивность. Скорость коррозии стали марки Ст20 не должна превышать 0,10-0,12 миллиметра в год согласно требованиям РД 153-39-023-97. Для контроля плотности применяются ареометры или денситометры с точностью измерения до двух сотых грамма на кубический сантиметр.
Технология глушения выбирается в зависимости от горно-геологических условий работы скважины, типа установленного оборудования и характера пластовых флюидов. Основные способы глушения включают прямой и обратный методы закачки жидкости, а также различаются по количеству циклов промывки.
При прямом способе жидкость глушения закачивается через насосно-компрессорные трубы, при обратном — в затрубное пространство. Прямой способ является наиболее быстрым методом, при котором развивается наименьшее давление и отсутствует противодвижение закачиваемой жидкости глушения со всплывающей скважинной жидкостью. Процесс глушения в пределах одного цикла должен быть непрерывным согласно требованиям технологической документации.
Обратное глушение применяется в отдельных случаях, например, при органических отложениях в колонном пространстве во избежание закупорки насосного оборудования. Расход жидкости глушения должен выбираться большим, чем производительность скважины, путем регулирования скорости закачки или штуцирования задвижки для создания противодавления на пласт.
Одноцикловое глушение применяется при соблюдении определенных условий. Насосно-компрессорное оборудование должно находиться не выше ста метров от интервала перфорации. Скважина должна обладать высокой приемистостью и возможностью продавки жидкости в пласт до пяти процентов объема. Также требуются технологические возможности обеспечить значительное утяжеление бурового раствора.
Два и более циклов глушения выбирают когда насосное оборудование находится на расстоянии более ста метров от интервала перфорации или закачка жидкости с продавливанием в пласт невозможна. Количество циклов определяется отношением полного объема жидкости глушения к объему второго цикла с округлением до целых в большую сторону. Между циклами предусматривается время отстоя для стабилизации параметров.
Признаком окончания глушения является соответствие плотности жидкости, выходящей из скважины, плотности жидкости глушения. При этом объем прокаченной жидкости должен быть не менее расчетной величины. При закачке необходимо следить за показаниями манометров и целостностью нагнетательных линий для предотвращения аварийных ситуаций.
Согласно РД 153-39-023-97, жидкости глушения должны соответствовать комплексу технических требований, обеспечивающих безопасность и эффективность операций. Требования охватывают физико-химические, технологические и экологические характеристики применяемых составов.
Жидкость глушения должна быть инертна к пластовым породам и совместима с пластовыми флюидами. Обязательно исключение необратимой кольматации пласта твердыми частицами. Содержание взвешенных частиц не может превышать тридцать миллиграмм на литр. Фильтрат должен оказывать ингибирующее действие на глинистые частицы для предотвращения их набухания.
Коррозионное воздействие на скважинное оборудование должно быть минимальным. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,10-0,12 миллиметра в год. Жидкость должна обеспечивать гидрофобизацию поверхности коллектора и снижение капиллярных давлений в порах пласта. Исключается образование стойких водонефтяных эмульсий при контакте с пластовой нефтью.
Жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и морозоустойчивой в зимних условиях. Для скважин с пластовой температурой свыше ста градусов Цельсия применяются специально модифицированные составы с повышенной термостабильностью. В зимний период используются растворы с температурой замерзания ниже минус сорока градусов.
Жидкость глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной и нетоксичной. Технологичность в приготовлении и использовании обеспечивается доступностью компонентов и простотой процесса смешивания. Обоснованный выбор жидкости глушения осуществляется в зависимости от горно-геологических и технических условий работы скважины.
Вы можете задать любой вопрос на тему нашей продукции или работы нашего сайта.