Выбор необходимой вязкости ЖГ

ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ

Методика выбора типа и свойств жидкости глушения (ЖГ)

Применяемые ЖГ на основе водных растворов минеральных солей, как правило, оказывают негативное воздействие на призабойную зону скважин, особенно, вскрывающих низкопроницаемые пласты, что приводит к увеличению сроков освоения и выхода скважин на расчетный режим эксплуатации после проведения ремонтных работ.

Основное назначение ЖГ заключается в обеспечении необходимой репрессии на пласт, исключающей ее самопроизвольный выброс и гарантирующей сохранение коллекторских свойств призабойной зоны скважины (ПЗС).

Для глушения скважин за один цикл через насосно-компрессорные трубы, спущенные до забоя, с полной заменой скважинной жидкости и продавливанием ЖГ в пласт необходимая ее плотность рассчитывается по формуле:

, кг/м³ (1)

где П - коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность

повышения пластового давления в ПЗС в период ремонта;

Р _пл - пластовое давление, МПа;

h _из - отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м;

α - средний зенитный угол ствола скважины, град.

Для глушения скважин механического фонда при 100%-й обводненности поднасосной жидкости в условиях отстоя необходима (частичная замена скважинной жидкости в интервале от устья до подвески насоса). В этом случае плотность закачиваемой за один цикл жидкости рассчитывается по формуле:

, кг/м³ (2)

где Рн = 9,8 P (h_из – h_тр) cos a₂ - давление столба пластовой

жидкости от насоса до забоя, МПа;

h_тр - отметка глубины спуска НКТ или насоса, м;

α ₁ и α ₂ - соответственно, средние зенитные углы ствола скважины в

интервале от устья до окончания НКТ (насоса), и от подвески

насоса до забоя, град.

При многоцикличном глушении скважин механического фонда (рис.1) при отсутствии достаточной приемистости (в скважинах с низкой проницаемостью: менее 0,05 мкм² = 50 мД) или если действующими инструкциями запрещается задавливать скважинную жидкость в пласт, плотность ЖГ при втором и последующих циклах глушения определяется по формуле:

(3)

Величина П выбирается по данным, приведенным в таблице 1.

Таблица 1 – Выбор величины коэффициента безопасности работ (ОП)

Рисунок 1 – Схема расположения оборудования в ремонтируемой скважине мехфонда (после остановки насоса): 1 – эксплуатационная колонна; 4 – пластовая вода; 2 – НКТ; 5 – нефть; 3 - насос; 6 – газ.

Выбор необходимой вязкости ЖГ

Определение необходимости обработки ЖГ ингибиторами коррозии и реагентами для предупреждения солеотложений.

1.2.1. С целью сохранения коллекторских свойств призабойной зоны скважины необходимо обеспечить минимально возможное проникновение ЖГ в пласт под действием репрессии. Это чаще всего достигается увеличением вязкости ЖГ путем введения растворимых в ней полимеров.

Выбор типа используемого для загущения ЖГ полимера необходимо производить исходя из сведений о солевой основе жидкости, температурных условий применения и продолжительности ведения ремонтных работ.

В качестве универсального загустителя рекомендуется использовать модифицированный крахмал МК-3, термостабильность которого ограничивается 100°С. При более высоких значениях пластовой температуры (до 150°С) следует использовать реагент ОЭЦ (оксиэтилцеллюлоза).

Для определения необходимой концентрации добавки загустителя необходимо выбрать требуемую величину вязкости ЖГ с учетом температурных условий применения.

1.2.2. Для предотвращения поглощения жидкости глушения в высокопроницаемыми продуктивными пластах (> 0,3 мкм²), а также при глушении скважин с большим газовым фактором (> 400 м³/м³) следует применять буферную жидкость максимально возможной вязкости.

При наличии в скважине спущенных до забоя НКТ и интенсивном поглощении ЖГ в состав загущенной буферной жидкости необходимо ввести водо-, кислоторастворимые наполнители (молотый мел, известняк, сидерит, поваренная соль и др.). Ориентировочная дозировка загустителя – до 2 %, наполнителя - до 4 %.

1.2.3. Учитывая требование коррозионной инертности ЖГ по отношению к металлу труб и погружного оборудования, промышленному использованию жидкости для глушения скважины должны предшествовать лабораторные испытания на коррозионную активность.

1.2.4. Коррозионная активность водных растворов неорганических солей увеличивается с уменьшением водородного показателя рН, повышением температуры (особенно выше 90°С), при разбавлении ЖГ пластовыми водами.

Дополнительным фактором, способствующим появлению локальной коррозии, является отложение на поверхности металлов водонерастворимых солей (CaS04, СаСО3), происходящее при смешивании жидкостей на основе кальциейсодержащих солей с пластовыми водами сульфатного и гидрокарбонатного типа. Образование осадков, как правило, сопровождается кольматацией порового пространства продуктивного пласта, отложением солей на элементах насосного оборудования в скважине, лифтовых трубах, нефтесборном коллекторе.

1.2.5. С целью предотвращения солеобразования и снижения коррозионной активности при использовании ЖГ на основе кальциевых солей (CaCl2, Са(NО3)2) для глушения скважин, имеющих в продукции пластовую воду указанных типов, необходимо использовать один из следующих реагентов:

- амифол (ТУ 6-09-20-195-910) - смесь аммонийных солей следующих кислот: нитрилтриметилфосфоновой, фосфористой и соляной - хорошо растворимая в воде композиция желто-зеленого цвета пастообразной консистенции, взрыво-пожаробезопасное, малотоксичное соединение.

- ОЭДФ (ТУ 6-09-20-54-79) - оксиэтилендифосфоновая кислота - порошкообразное вещество белого цвета, малотоксичное соединение.

- НТФ (ТУ 6-09-5283-86) - нитрилотриметилфосфоновая кислота - порошок белого цвета, хорошо растворимый в воде, кислотах, щелочах; малотоксичное соединение.

Указанные реагенты используются в виде 10 - 20 % - ных водных растворов и эффективны до температуры 130 °С.

Рабочие концентрации ингибиторов коррозии и осадкообразования должны составлять 0,02 % - 0,06 % масс., где нижнее значение соответствует меньшей, а верхнее - большей концентрации осадкообразующих ионов в интервале 200 – 2000 мг/л.

1.2.6. При использовании для глушения тяжелых рассолов на основе хлоридов и бромидов кальция и цинка необходимо использовать ингибиторы коррозии типа Нефтехим - 3, Тарин, СНПХ - 6014М, представляющие собой маслянистые жидкости темного цвета. Рекомендуемая концентрация введения реагентов от 0,10 г/л до 2 г/л в зависимости от температуры и агрессивности среды.

1.2.7. Рабочие концентрации используемых ингибиторов должны быть уточнены в лабораторных условиях по соответствующей методике.