Способ глушения скважин

Способ глушения скважин

Реферат

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при проведении различных технологических операций в скважинах: при глушении, при перфорации, замене скважинного технологического оборудования или в нагнетательных скважинах.

Известен способ глушения скважин жидкостями на основе водных растворов минеральных солей, в основном хлоридов и бромидов натрия, кальция, магния, цинка и др. в различных сочетаниях [1].

Однако указанный способ неэкономичен, поскольку затраты на экзотические реагенты и подготовку к глушению существенно превосходят выгоду, получаемую в результате технологических работ в скважине.

Известен также способ глушения скважин снижением пластового давления в них на 5-10% ниже гидростатического с последующим заполнением их пластовой водой [2].

Недостатком указанного способа является большая потеря добычи нефти за весь период снижения пластового давления на участке разработки не только из данной скважины, но и из остальных нефтедобывающих скважин, расположенных на данном участке.

Известен способ глушения нефтегазодобывающих скважин, при котором в ствол скважины помещают водный раствор обогащенной сильвинитовой руды с добавками ингибитора осадкообразования, ингибиторов коррозии и других целевых добавок, причем и раствор закачивают в количестве, необходимом и достаточном для образования гидравлического столба в стволе скважины над кровлей продуктивного пласта [3].

Недостатком указанного способа является снижение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта или весьма продолжительная релаксация этих свойств до первоначального уровня после проведения необходимых регламентных работ в скважине.

Наиболее близким по своей сущности и техническому результату к заявляемому техническому решению является способ глушения скважин, включающий помещение в ствол скважины жидкости глушения в виде водного раствора минеральных солей - двойных или тройных солевых систем хлорида калия с хлоридами натрия и/или магния с целевой добавкой, приготовление которого осуществляют растворением указанных солей в воде и отстаиванием [4].

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности глушения скважин водными растворами минеральных солей как основными средствами воздействия на пласт при сохранении его коллекторских свойств и снижение энергозатрат.

Необходимый технический результат достигается тем, что в способе глушения скважин, включающем помещение в ствол скважины жидкости глушения в виде водного раствора минеральных солей - двойных или тройных солевых систем хлорида калия с хлоридами натрия и/или магния с целевой добавкой, приготовление которого осуществляют растворением указанных солей в воде и отстаиванием, используют воду с установок подготовки нефти или сеноманскую воду с температурой не ниже +40°, указанный раствор готовят в две стадии: на первой стадии осуществляют растворение до снижения температуры раствора не ниже +30°С, отстаивание раствора осуществляют в течение 20-30 мин, закачивают полученный на первой стадии раствор плотностью 1,20-1,30 т/м³ в скважину в количестве, необходимом и достаточном для образования гидравлического столба в стволе скважины над кровлей продуктивного пласт, на второй стадии осуществляют растворение отстоенного осадка, отстаивание и полученный на второй стадии раствор плотностью 1,05-1,20 т/м³ закачивают в скважину, заполняя по остальной высоте ствола скважину до устья.

В качестве двойных или тройных солевых систем используют карналлит обогащенный, руду карналлитовую, сильвинит молотый, руду сильвинитовую, флюс хлоркалиевый.

Используют сеноманскую воду, откаченную из скважины с температурой не ниже +40°С.

В качестве целевой добавки могут использовать ингибитор набухания глинистой составляющей нефтегазоносного слоя - нитрилдиметилфосфоновую кислоту в количестве 0,01-0,05% от массы растворенных солей.

При операции перфориривания величину гидравлического столба технологической жидкости над кровлей продуктивного пласта увеличивают на 3-7% от известного (1,05÷1,1)Р_пл, где Р_пл - давление продуктивного пласта.

При использовании водного раствора двойных или тройных солевых систем хлорида калия с хлоридами натрия и/или магния в качестве рабочего тела нагнетательных скважин плотность раствора поддерживают в пределах 1,05 - 1,20 т/м³ .

При перфорации и при глушении скважины используют водный раствор минеральных солей с целевыми добавками - загустителями, ингибиторами коррозии, ингибиторами осадкообразования и ПАВ и др.

В качестве ингибитора набухания глинистой составляющей продуктивного пласта используют, например, нитрилдиметилфосфоновую кислоту в количестве 0,01÷0,05 мас.% от массы растворенных солей.

В качестве ингибитора осадкообразования используют НТФ (нитрилотриметилфосфоновую кислоту) или СНПХ-5301М (продукт взаимодействия оксиэтилидендифосфоновой кислоты с водным раствором аммиака и высококипящими фракциями продукта перегонки нефти) в количестве 0,01÷0,05% от массы растворенных солей.

В качестве поверхностно-активного вещества ПАВ используют, например, хлорид алкилтриметиламмония ("ДОН-96" по ТУ №2482-010-047695-97), ИВВ-1 и др.

В качестве водорастворимых минеральных солей используют двойные или тройные солевые системы хлорида калия с хлоридами натрия и/или магния, в частности: двойные солевые системы - карналлит обогащенный, сильвинит молотый, руда сильвинитовая, тройные солевые системы - руда карналлитовая, флюс хлоркалиевый.

Карналлит обогащенный (ТУ 1714-069-05778557-93) -

KCl	24,3%
MgCl2	31,5%
кристаллизационная вода	остальное;

Руда карналлитовая

KCl	22,0%
MgCl2	25,0%
NaCl	20,0%

Сильвинит молотый (ТУ 2111-004-05778557-2000)

KCl не менее

22,0%;

Руда сильвинитовая (ТУ 2111-016-05778557-2003)

KCl не менее

23,0%;

Флюс хлоркалиевый

KCl	68,0-72,0%
NaCl	12,0-24,0%
MgCl2	4,0-6,0%

В качестве растворителя используют воду с установок подготовки нефти или сеноманскую воду. Температура воды, поступающей с установок подготовки нефти, в силу особенностей технологии подготовки достигает не менее +40°С; сеноманская вода (откачиваемая из сеноманских пластов) в свою очередь также имеет температуру свыше +40°С.

Использование водных растворов двойных или тройных солевых систем хлорида калия с хлоридами натрия и/или магния, приготовленных в две стадии в качестве рабочего тела при проведении регламентных работ в нефтегазодобывающих скважинах, создает исключительно удачную возможность использования дешевых природных полезных ископаемых. При этом определено, что при проникновении раствора солей, полученного на первой стадии растворения, в продуктивный пласт проницаемость последнего не снижается, а в ряде случаев даже повышается, что ведет к сохранению коллекторских свойств призабойной зоны. Механизм или сущность воздействия такого раствора на породы пласта будет изложена ниже.

Предлагаемый способ глушения добывающих скважин может быть использован при вторичном вскрытии продуктивного пласта - перфорации скважины. В этом случае также обеспечивается сохранность коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта.

Предлагаемый способ глушения добывающих скважин может быть расширен и на применение в нагнетательных скважинах. При нагнетании в пласт терригенного типа водных растворов двойных или тройных солевых систем хлорида калия с хлоридами натрия и/или магния они могут содержать ингибитор набухания глинистой составляющей пласта. В этом случае обеспечивается сохранность и даже повышается проницаемость пласта. Разумеется, в каждом конкретном случае использования указанных водных растворов концентрация растворенных компонентов соответственно устанавливается и корректируется в зависимости от назначения технологической жидкости.

В сущности, заявляемый способ основан на использовании физико-химических свойств солей различной природы, а именно - температурной зависимости растворимости солей в воде.

Известно, что растворимость хлорида натрия в воде в интервале температур 0-100°С изменяется от 300 до 380 г/л, а хлорида калия от 200 до 580 г/л, причем в интервале температур 35-40°С разность растворимости хлоридов натрия и калия составляет 40-65 г/л. Разумеется, при более высоких температурах разность растворимостей еще выше, однако наступает противоречие между улучшением характеристик технологической жидкости и экономикой процесса достижения таковых характеристик. При приготовлении водных растворов двойных или тройных солевых систем хлорида калия с хлоридами натрия и/или магния в две стадии на первой из них получают раствор, обогащенный хлоридом калия, который и закачивают в скважину после отстаивания. На второй стадии получают раствор, обогащенный хлоридом натрия, который также закачивают после отстаивания в скважину. Однако технологические характеристики раствора, полученного на первой стадии (плотность раствора и, что самое главное, химико-физическое воздействие его на продуктивный пласт), существенно отличаются от таковых у раствора, полученного на второй стадии. Если первый раствор имеет высокую плотность и благотворно влияет или, по меньшей мере, нейтрален по отношению к проницаемости пласта, то плотность второго ниже и превалирующее содержание в нем натрия отрицательно влияет на проницаемость продуктивного пласта. В сущности, раствор двойных или тройных солевых систем хлорида калия с хлоридами натрия и/или магния, полученный на второй стадии растворения, играет роль балласта для заполнения скважины от верхней границы уровня закачанного в скважину раствора, полученного на первой стадии, до устья.

Способ осуществляют следующим образом

Технологическую жидкость (жидкость глушения) получают растворением двойных или тройных солевых систем хлорида калия с хлоридами натрия и/или магния в воде, поступающей с установок подготовки нефти, или сеноманской воде, при этом температура той и другой воды составляет не менее +40°С. Для этого в соответствующую емкость помещают расчетное количество солевой смеси и растворяют ее в соответствующем количестве воды при перемешивании. По снижении температуры раствора до +30-35°С процесс перемешивания приостанавливают и после выдержки в течение 20-30 мин раствор закачивают в скважину. Далее в емкость добавляют расчетное количество воды и процесс возобновляют до полного растворения оставшейся соли. После отстаивания раствор закачивают в скважину.

Само собой разумеется, что при приготовлении технологической жидкости вводят соответствующие целевые добавки, причем в той последовательности и в тех количествах, которые определяются назначением жидкости - для глушения, для нагнетательных скважин или для перфорации.

Технологическую жидкость (жидкость глушения) первой стадии растворения помещают в ствол скважины несколько ниже, против зоны и выше кровли продуктивного пласта с образованием гидравлического столба над последней. Далее ствол скважины до устья заполняют раствором, полученным на второй стадии. Величину гидравлического столба, а соответственно и объем жидкости глушения, полученной на первой стадии растворения, помещаемой в ствол скважины над кровлей продуктивного столба, принимают в зависимости от вида технологической операции, проводимой в стволе скважины. Как явствует из описания, таковыми технологическими операциями могут быть глушение скважины, подавление нефтегазопроявления, перфорация или извлечение внутрискважинного оборудования для ремонта или замены и пр.

Для лучшего понимания изобретение может быть проиллюстрировано следующими примерами его конкретного осуществления.

Практическое осуществление заявляемого технического решения проводили на разрабатываемых месторождениях Уренгойской нефтегазоносной провинции.

Пример 1.*

Технические данные по скважине: Диаметр эксплуатационной колонны - 112 мм, текущий забой - 1877 м, объем эксплуатационной колонны - 28 м³, пластовое давление - 197 атм., плотность пластовой жидкости - 1,09 т/ м³, объем добычи жидкости 69 м³/сутки (21 м³ нефти и 48 м³ воды).

В растворную емкость помещают 19,38 т карналлита обогащенного (ТУ 1714-069-05778557-93, помол №1) и заливают 17 т воды с установок подготовки нефти с температурой +43°С. Растворение ведут при перемешивании до снижения температуры раствора до +33°С (48 мин) и отстаивают в течение 25 мин. Затем из растворной емкости закачивают в скважину 16,5 м³ раствора с плотностью 1,23 т/ м³ с добавкой 0,05 мас. % нитрилдиметилфосфоновой кислоты. Далее в растворную емкость помещают 12 т воды с установок подготовки нефти с температурой +43°С. Растворение ведут при перемешивании до снижения температуры раствора до +31°С (1 ч. 10 мин) и отстаивают в течение 25 мин. Затем из растворной емкости закачивают в скважину раствор, полученный на второй стадии приготовления (11,5 м³, плотность 1,07 т/ м³) с добавкой 0,01 мас. % нитрилдиметилфосфоновой кислоты. При этом скважина заполняется до устья. После заглушения осуществляют технологическую операцию замены глубинного насоса и возвращают скважину в рабочее состояние (на нефтегазодобычу). Объем добычи жидкости после глушения - 76 м³ (29 м³ нефти и 47 м³ воды).

Примеры 2-7.*

Процесс глушения осуществляли, как в Примере 1, за исключением изменения типа используемой солевой системы, вида воды и параметров глушения. Указанные примеры и параметры приведены в Таблице 1.

В Таблице 2 приведены результаты применения заявляемого способа глушения скважин.

Пример 8.*

Использование заявляемого способа в работе нагнетательных скважин.

Технические данные по нагнетательной скважине: Диаметр колонны - 127 мм, текущий забой - 1577 м, объем эксплуатационной колонны - 23 м³, пластовое давление - 183 атм., плотность пластовой жидкости - 1,07 т/ м³, объем закачиваемой жидкости (приемистость) 103 м³/сутки (27 м³ нефти и 51 м³ воды).

Готовят раствор технологический на основе молотого сильвинита и сеноманской воды в две стадии. На первой стадии 17,5 т сильвинита молотого подвергают растворению в 11 т сеноманской воды с температурой +43°С в течение 50 мин. Раствор отстаивают в течение 20 мин и далее нагнетают полученную технологическую жидкость (плотность 1,18 т/ м³) в скважину. Затем к нерастворившейся соли добавляют 12 т сеноманской воды с температурой +43°С, растворяют соль, отстаивают в течение 25 мин и закачивают раствор (плотность 1,08 т/ м³) в скважину. Приемистость скважины возрастает до 127 м³/сутки.

* Примечание:

Во всех случаях приготовления технологических жидкостей в них вводили целевые добавки, такие как, например, ингибитор набухания глинистой составляющей продуктивного пласта, например, нитрилдиметилфосфоновая кислота, ингибитор осадкообразования, например, НТФ (нитрилотриметилфосфоновая кислота) или СНПХ-5301М (продукт взаимодействия оксиэтилидендифосфоновой кислоты с водным раствором аммиака и высококипящими фракциями продукта перегонки нефти), ПАВ, например, хлорид алкилтриметиламмония ("ДОН-96" по ТУ №2482-010-047695-97), ИВВ-1 и др. в необходимом и достаточном количестве в зависимости от массы растворенных минеральных солей.

Как видно из описания и примеров конкретного осуществления, изобретение обеспечивает снижение энергозатрат и повышение эффективности глушения скважин водными растворами минеральных солей как основными средствами воздействия на пласт при сохранении сохранении коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающей скважины.

Источники информации

1. Зарипов С.З. и др. Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте. М.: Недра, 1981, с.45.

2. Патент РФ 2096591, Е 21 В 43/02. опубл. 1998 г.

3. Патент РФ 2169831, Е 21 В 43/02, опубл. 2001 г.

4. Патент РФ 2212527, Е 21 В 43/12, опубл. 2003 г.

Таблица 1
№№ пп	Вид солевой системы	Кол-во (т)	вода (м3)	Плотность раствора по стадиям	Отстаивание (мин)	Вид воды
			1-я стад	2-я стад	1-я ρ(т/ м3)	2-я ρ (т/ м3)	1-я стад	2-я стад	Т=+40-45°С
2	Карналлитовая руда	17,2	12,0	15,5	1,21	1,05	20	20	подготовка нефти,
3	Сильвинит молотый	18,9	11,5	14,0	1,23	1,06	20	25	подготовка нефти,
4	Руда сильвинитов	17,4	15,0	14,0	1,23	1,05	20	20	сеноманская
5	Флюс хлоркалиев	12,5	11,5	16,0	1,31	1,10	25	25	сеноманская
6	Карналлитовая руда	17,8	26,0	-	1,12	-	25	-	Подготовка нефти, +43°С
7	Руда сильвинитов	18,2	15,0	12	1,10	1,10	25	25	Сеноманская +20°С
Таблица 2
Пример	1	2	3	4	5	6	7
Дебит до глушения (м3/сут.)	69	57	63	74	54	73	51
Дебит после глушения (м3/сут.)	76	61	63,5	77	59	67	49
Период релаксации	8 сут.	9 сут.	11 сут.	7 сут.	8 сут.	75 сут.	90 сут.

1. Способ глушения скважин, включающий помещение в ствол скважины жидкости глушения в виде водного раствора минеральных солей - двойных или тройных солевых систем хлорида калия с хлоридами натрия и/или магния с целевой добавкой, приготовление которого осуществляют растворением указанных солей в воде и отстаиванием, отличающийся тем, что используют воду с установок подготовки нефти или сеноманскую воду с температурой не ниже +40С°, указанный раствор готовят в две стадии: на первой стадии осуществляют растворение до снижения температуры раствора не ниже +30°С, отстаивание раствора осуществляют в течение 20-30 мин, закачивают полученный на первой стадии раствор плотностью 1,20-1,30 т/м³ в скважину в количестве, необходимом и достаточном для образования гидравлического столба в стволе скважины над кровлей продуктивного пласта, на второй стадии осуществляют растворение отстоенного осадка, отстаивание и полученный на второй стадии раствор плотностью 1,05-1,20 т/м³ закачивают в скважину, заполняя по остальной высоте ствола скважину до устья.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве двойных или тройных солевых систем используют карналлит обогащенный, руду карналлитовую, сильвинит молотый, руду сильвинитовую, флюс хлоркалиевый.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют сеноманскую воду, откачанную из скважины с температурой не ниже +40°С.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют в качестве целевой добавки ингибитор набухания глинистой составляющей нефтегазоносного слоя - нитрилдиметилфосфоновую кислоту в количестве 0,01-0,05% от массы растворенных солей.