RU2187625C1

RU2187625C1 - Способ глушения эксплуатационной скважины (варианты)

Info

Publication number: RU2187625C1
Application number: RU2001128760A
Authority: RU
Inventors: Азизага Ханбаба оглы Шахвердиев; Гейлани Минхадж оглы Панахов; Р.М. Галеев; А.С. Грошев; А.Г. Краснов
Original assignee: Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи
Priority date: 2001-10-26
Filing date: 2001-10-26
Publication date: 2002-08-20

Abstract

Изобретение относится к нефтедобыче, к способам подготовки скважин к подземному и капитальному ремонту скважин, в частности к глушению скважин. Техническим результатом является удешевление и ускорение процесса глушения эксплуатационной скважины, а также очистка скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений. В способе глушения эксплуатационной скважины, включающем закачку в межтрубное пространство скважины при открытых на устье насосно-компрессорных трубах НКТ жидкости глушения и продавочной жидкости, продавку жидкости глушения ниже НКТ при закрытых на устье НКТ, закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства скважины в НКТ при открытых на устье НКТ, в качестве жидкости глушения в скважину закачивают нефтяной раствор смеси хлорированных углеводородов, остающейся в кубе ректификационной колонны после выделения товарного трихлорэтилена и метиленхлорида, с растворителями. Причем плотность жидкости глушения выше плотности продавочной жидкости, а жидкость глушения закачивают в объеме части скважины от насоса до забоя. По другому варианту в способе глушения эксплуатационной скважины, включающем закачку в межтрубное пространство скважины при открытых на устье НКТ жидкости глушения и продавочной жидкости, закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства в НКТ в качестве жидкости глушения в скважину закачивают нефтяной раствор смеси хлорированных углеводородов, остающейся в кубе ректификационной колонны после выделения товарного трихлорэтилена и метиленхлорида, с растворителями, при этом плотность жидкости глушения выше плотности скважинной жидкости и закачку продавочной жидкости в межтрубное пространство и в НКТ осуществляют после оседания жидкости глушения ниже НКТ, причем жидкость глушения закачивают в межтрубное пространство в объеме части скважины от насоса до забоя. 2 с. и 3 з.п.ф-лы.

Description

Изобретение относится к нефтедобыче, к способам подготовки скважин к подземному и капитальному ремонту скважин, в частности, к глушению скважин.

К жидкостям глушения (ЖГ) предъявляются следующие требования:
- плотность ее должна быть достаточной для обеспечения необходимого противодавления на пласт,
- должна обеспечивать максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта,
- быть технологичной в приготовлении и использовании,
- технологические свойства должны быть регулируемыми в широких пределах горно-геологических условий эксплуатации скважины,
- должна быть взрыво-и пожаробезопасной.

Все жидкости глушения (ЖГ) скважин делятся на две группы: на водной и углеводородной основе. В первую группу входят пены, пресные и пластовые воды, растворы минеральных солей, глинистые растворы, вязко-упругие составы (ВУСы).

Вторая группа включает товарную или загущенную нефть, известково-битумные растворы, инвертно-эмульсионные растворы (ИЭР).

Результаты многочисленных экспериментальных исследований и промысловые данные, полученные в различных нефтяных регионах страны, показывают, что использование ЖГ на водной основе, как правило, приводит к значительному снижению дебитов скважин по нефти, росту обводненности добываемой продукции и длительным сроком их освоения в послеремонтный период. Вызывается это главным образом отрицательным воздействием таких жидкостей на фильтрационные характеристики продуктивного пласта. Кроме того, системы на водной основе, используемые в качестве ЖГ, имеют высокую поглощающую способность продуктивных пластов в сравнении со структурированными жидкостями. Иногда их расход на глушение одной скважины превышает ее объем в десятки раз.

Как свидетельствует отечественный опыт использования различных жидкостей в процессах глушения скважин, наиболее эффективны и технологичны в этом плане обратные эмульсии и вязко-упругие составы.

Многочисленными исследованиями доказано, что технология глушения скважин с использованием ВУСа и ИЭРа являются прогрессивными.

Известен способ глушения эксплуатационной скважины с использованием ВУСа, включающий закачку в межтрубное пространство скважины при открытых на устье насосно-компрессорных трубах (НКТ) жидкости глушения и продавочной жидкости, продавку жидкости глушения ниже насосно-компрессорных труб при закрытых на устье насосно-компрессорных трубах, закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства в насосно-компрессорные трубы при открытых на устье насосно-компрессорных трубах [1].

Однако процесс приготовления ВУСа в промысловых условиях требует применения специального смесительного оборудования. Кроме того, процесс глушения скважины с использованием ВУСа требует дополнительного времени для выдержки на полимеризацию ВУСа.

Цель изобретения - удешевление и ускорение процесса глушения эксплуатационной скважины, а также очистка скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО).

Цель достигается тем, что в способе глушения эксплуатационной скважины, включающем закачку в межтрубное пространство скважины при открытых на устье насосно-компрессорных трубах жидкости глушения и продавочной жидкости, продавку жидкости глушения ниже насосно-компрессорных труб при закрытых на устье насосно-компрессорных трубах, закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства скважины в насосно-компрессорные трубы при открытых на устье насосно-компрессорных трубах, в качестве жидкости глушения используют нефтяной раствор композиции АПК, представляющей собой смесь хлорированных углеводородов, остающуюся в кубе ректификационной колонны после выделения товарного трихлорэтилена и метиленхлорида, с растворителями.

Кроме того, плотность жидкости глушения выше плотности продавочной жидкости и жидкость глушения закачивают в межтрубное пространство скважины в объеме части скважины от насоса до забоя.

Известен способ глушения эксплуатационной скважины с использованием ВУСа, включающий закачку в межтрубное пространство скважины при открытых на устье насосно-компрессорных трубах жидкости, глушения и продавочной жидкости закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства в насосно-компрессорные трубы [1].

Цель достигается тем, что в способе глушения скважины, включающем закачку в межтрубное пространство скважины при открытых на устье насосно-компрессорных трубах жидкости глушения и продавочной жидкости, закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства скважины в насосно-компрессорные трубы, в качестве жидкости глушения используют нефтяной раствор композиции АПК, представляющей собой смесь хлорированных углеводородов, остающуюся в кубе ректификационной колонны после выделения товарного трихлорэтилена и метиленхлорида, с растворителями, при этом плотность жидкости глушения выше плотности скважинной жидкости и закачку продавочной жидкости в межтрубное пространство и в насосно-компрессорные трубы осуществляют после оседания жидкости глушения ниже насосно-компрессорных труб.

Кроме того, жидкости глушения закачивают в межтрубное пространство скважины в объеме части скважины от насоса до забоя.

Композиция АПК известна и изготавливается в соответствии с ТУ 2122-232-05763458-97. По внешнему виду композиция АПК - жидкость от бесцветного до темно-коричневого цвета.

Физико-механические показатели композиции АПК:
- плотность при 20^oС, г/см³ -1,2-1,6;
- температура замерзания,^oС - ниже минус 50;
- смешивание с водой - не смешивается;
- смешивание с неполярными растворителями (бензином, толуолом, нефтью) - смешивается неограниченно;
- коррозионная активность к углеродистой стали при 20^oС - не коррозионно активен.

Компонентами АПК являются техническая смесь хлоруглеродов этанового ряда, техническая смесь хлоруглеродов метанового ряда, в качестве растворителя могут использоваться метанол, метилацетат, ксилол, керосин, сольвент.

Как видно из физико-механических показателей, композиция АПК имеет большой удельный вес, низкую температуру замерзания, смешивается с органическими жидкостями, сравнительно дешевый продукт.

Указанные свойства композиции в какой-то степени соответствуют требованиям, предъявляемым к жидкостям глушения. Однако использование ее в качестве жидкости глушения окажет отрицательное влияние на процесс подготовки и переработки нефти, наложет жесткие требования на технологию освоения скважины после ремонта.

Используемые в предлагаемой технологии нефтяные растворы композиций АПК позволяют избежать указанны недостатков.

Плотность нефтяного раствора композиции АПК для глушения конкретной скважины определяется необходимостью соблюдения при глушении установленных "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности" минимальных превышений гидростатического давления столба жидкости в скважине относительно кровли продуктивного пласта с учетом глубины и аномальности пластового давления.

Для приготовления нефтяного раствора композиции АПК необходимой плотности при известных плотностях нефти и АПК, расход компонентов на 1 м³ раствора может быть определен исходя из следующего соотношения:

где ρн.р. - необходимая плотность нефтяного раствора АПК, г/см³;
V_н - объем нефти, м³;
ρн - плотность нефти, г/см³;
V_a - объем АПК, м³;
ρа - товарная плотность АПК, г/см³;
V_н.р - объем нефтяного раствора АПК, м³.

Нефтяной раствор АПК готовится простым перемешиванием.

В качестве продавочной жидкости используется широкоприменяемые при глушении, например, вода или водный раствор солей NaCl, CaCl₂, KCl, MgCl₂. Нефть для нефтяного раствора АПК используется дегазированная.

Основными элементами технологии глушения скважин нефтяными растворами АПК являются:
глушение скважин в каждом конкретном случае производится по индивидуальному плану с учетом приемистости продуктивного пласта;
в скважинах, эксплуатирующихся погружными и штанговыми насосами и обладающих достаточной приемистостью, глушение производится с доведением ЖГ до продуктивного пласта с задавкой поднасосной жидкости в пласт;
в насосных скважинах, где приемистость пласта недостаточна или вообще отсутствует, глушение производится нефтяными растворами АПК повышенной плотности для обеспечения необходимого противодавления на пласт с заменой скважинной жидкости на глубину подвески насоса. При этом происходит естественное осаждение ЖГ повышенной плотности до забоя скважины.

Время оседания ЖГ на забой скважины определяют по формуле:
T=H/V;
где Т - время оседания ЖГ, с;
Н - расстояние от приема насоса до забоя скважины, м;
V - скорость оседания ЖГ, м/с (обычно 0,1-0,5 м/с).

Приблизительное время оседания ЖГ на глубину 1000 м составляет 2-2,5 ч.

В обоих вариантах технология глушения проводится с заменой скважинной жидкости на нефтяной раствор АПК в интервале "забой скважины - подвеска насоса" и с заменой скважинной жидкости на водные системы в интервале "подвеска насоса - устье скважины".

Технология глушения эксплуатационной скважины по 1 варианту осуществляется следующим образом.

В межтрубное пространство скважины, обладающей достаточной приемистостью при открытых на устье НКТ закачивают порцию ЖГ- нефтяного раствора АПК - в объеме части скважины ниже насосно-компрессорных труб (от насоса до забоя), следом закачивают продавочную жидкость (воду или водный раствор солей, плотностью меньше плотности ЖГ) в объеме, необходимом для замены скважинной жидкости в интервале от насоса до устья скважины. Затем при закрытых на устье насосно-компрессорных трубах ведут продавку жидкости глушения ниже насосно-компрессорных труб, задавливая поднасосную жидкость в пласт.

После этого открывают задвижку на НКТ и закачивают продавочную жидкость из межтрубного пространства в НКТ до появления ее на устье скважины.

По 2-му варианту способ осуществляется следующим образом.

В межтрубное пространство скважины при открытых НКТ закачивают порцию жидкости глушения - (нефтяного раствора АПК, плотность которого выше плотности поднасосной скважинной жидкости) в объеме части скважины ниже насосно-компрессорных труб (в объеме от насоса до забоя), ожидают оседание ее на забой. Затем закачивают через межтрубное пространство в насосно-компрессорные трубы водный раствор солей до появления его на устье скважины.

Охранные мероприятия при работе с нефтяными растворами АПК не отличаются от мероприятий при работе с нефтью.

При приготовлении и применении нефтяных растворов АПК необходимо строго руководствоваться требованиями "Правил пожарной безопасности", "Недра", 1987 г.

Claims

1. Способ глушения эксплуатационной скважины, включающий закачку в межтрубное пространство скважины при открытых на устье насосно-компрессорных трубах жидкости глушения и продавочной жидкости, продавку жидкости глушения ниже насосно-компрессорных труб при закрытых на устье насосно-компрессорных трубах, закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства скважины в насосно-компрессорные трубы при открытых на устье насосно-компрессорных трубах, отличающийся тем, что в качестве жидкости глушения в скважину закачивают нефтяной раствор смеси хлорированных углеводородов, остающейся в кубе ректификационной колонны после выделения товарного трихлорэтилена и метиленхлорида, с растворителями.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что плотность жидкости глушения выше плотности продавочной жидкости.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что жидкость глушения закачивают в межтрубное пространство в объеме части скважины от насоса до забоя.

4. Способ глушения эксплуатационной скважины, включающий закачку в межтрубное пространство скважины при открытых на устье насосно-компрессорных трубах жидкости глушения и продавочной жидкости, закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства в насосно-компрессорные трубы, отличающийся тем, что в качестве жидкости глушения в скважину закачивают нефтяной раствор смеси хлорированных углеводородов, остающейся в кубе ректификационной колонны после выделения товарного трихлорэтилена и метиленхлорида, с растворителями, при этом плотность жидкости глушения выше плотности скважинной жидкости и закачку продавочной жидкости в межтрубное пространство и в насосно-компрессорные трубы осуществляют после оседания жидкости глушения ниже насосно-компрессорных труб.

5. Способ по п.4, отличающийся тем, что жидкость глушения закачивают в межтрубное пространство в объеме части скважины от насоса до забоя