Способ глушения эксплуатационной скважины (варианты)

 

Способ относится к нефтедобыче, к способам подготовки скважин к их подземному и капитальному ремонту и очистки призабойной зоны, в частности к глушению скважин и очистке их от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Техническим результатом является удешевление и ускорение процесса глушения эксплуатационной скважины, повышение эффективности очистки скважины от АСПО. 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 в призабойную зону скважины 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 в скважину закачивают нефтяной раствор смеси хлорированных углеводородов, остающейся в кубе ректификационной колонны после выделения товарного трихлорэтилена и метиленхлорида, с растворителями, в который дополнительно вводят бутилцеллозольв. Причем плотность жидкости глушения выше плотности продавочной жидкости, а жидкость глушения закачивают в межтрубное пространство 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 насосно-компрессорных трубах жидкости глушения и продавочной жидкости, закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства скважины в насосно-компрессорные трубы, 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, в который дополнительно вводят бутилцеллозольв, 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 в призабойную зону скважины. Причем жидкость глушения закачивают в межтрубное пространство в объеме части скважины от насоса до забоя. 2 с. и 3 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобыче, к способам подготовки скважин к подземному и капитальному ремонту скважин и очистки призабойной зоны, в частности к глушению скважин и очистке скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО).

К жидкостям глушения (ЖГ) предъявляются следующие требования: должна обеспечивать максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта и очистку призабойной зоны скважин; быть технологичной в приготовлении и использовании; технологические свойства должны быть регулируемыми в широких пределах горно-геологических условий эксплуатации скважины; должна быть взрыво- и пожаробезопасной.

Как свидетельствует отечественный опыт использования различных жидкостей в процессах глушения скважин, наиболее эффективны и технологичны в этом плане инвертные эмульсионные растворы (ИЭР) и вязкоупругие составы (ВУС).

Многочисленными исследованиями доказано, что технологии 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 в призабойную зону скважины 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 строгих диспропорций компонентов состава и применения специального смесительного оборудования. Кроме того, процесс глушения скважины с использованием ВУСа требует дополнительного времени для выдержки на полимеризацию ВУСа.

Хотя процесс глушения скважины с использованием ВУСа может обеспечить очистку призабойной зоны скважины (ПЗС) от различных накоплений, однако не может обеспечить расплавление и вынос асфальтосмолистопарафиновых отложений (АСПО).

АСПО представляют собой высокодисперсные суспензии кристаллов парафина, асфальтенов и минеральных примесей в смолах. Эти суспензии в объеме имеют свойства твердых аморфных тел, которые откладываются в нефтепромысловом оборудовании, трубах, а также в ПЗС, ухудшая ее фильтрационные характеристики, то есть проницаемость.

Цель изобретения - удешевление и ускорение процесса глушения эксплуатационной скважины, а также эффективность очистки 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 в призабойную зону скважины 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 с бутилцеллозольвом. Композиция АПК представляет 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].

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.

Хотя процесс глушения скважины с использованием ВУСа может обеспечить очистку призабойной зоны скважины (ПЗС) от различных накоплений, однако не может обеспечить расплавление и вынос асфальтосмолистопарафиновых отложений (АСПО).

АСПО представляют собой высокодисперсные суспензии кристаллов парафина, асфальтенов и минеральных примесей в смолах. Эти суспензии в объеме имеют свойства твердых аморфных тел, которые откладываются в нефтепромысловом оборудовании, трубах, а также в ПЗС, ухудшая ее фильтрационные характеристики, то есть проницаемость.

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

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 с бутилцеллозольвом. Композиция АПК представляет 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 в призабойной зоне скважины.

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 используется 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, наложит жесткие требования на технологию освоения скважины после ремонта.

В композиции АПК содержится до 10% растворителей АСПО (метанол, керосин, метилацетат, ксилол, сольвент), однако этого количества растворителей недостаточно для эффективной очистки скважины от АСПО.

Используемые в предлагаемой технологии нефтяного раствора композиции АПК с бутилцеллозольвом позволяют избежать указанных недостатков.

Плотность нефтяного раствора композиции АПК с бутилцеллозольвом 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.

Расход компонентов для приготовления жидкости глушения (ЖГ) необходимой плотности при известных плотностях нефти, АПК и бутилцеллозольва может быть определен исходя из следующего соотношения:

где ρ_жг - необходимая плотность жидкости глушения, кг/м³;
V_н - объем нефти, м³;
ρ_н - плотность нефти, кг/м³;
V_a - объем АПК, м³;
ρ_a - товарная плотность АПК, кг/м³;
ρ_б - плотность бутилцеллозольва, кг/м³;
V_б - объем бутилцеллозольва, м³;
V_жг - объем жидкости глушения, м³.

Нефтяной раствор АПК с бутилцеллозольвом готовится простым перемешиванием.

В качестве продавочной жидкости используются широко применяемые при глушении, например, вода или водный раствор солей NaC1, CaC1₂, KC1, MgCl₂. Нефть для нефтяного раствора АПК используется дегазированная.

Бутилцеллозольв - монобутиловый эфир этиленгликоля. Неограниченно растворяется в воде и нефтепродуктах, имеет плотность 858-904 кг/м³. Бутилцеллозольв выпускается по ТУ-6-01-646-84. Количество бутилцеллозольва в каждом конкретном случае выбирается в зависимости от состава АСПО, состав которого в определяющей степени зависит от состава исходной нефти.

Основными элементами технологии глушения скважины 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 ЖГ повышенной плотности для обеспечения необходимого противодавления на пласт с заменой скважинной жидкости на глубину подвески насоса. При этом происходит естественное осаждение ЖГ повышенной плотности в призабойной зоне скважины.

Время оседания ЖГ на забой скважины определяют по формуле:
T=H/V, (2)
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 часа.

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

Предварительно определяют по стандартной методике для конкретного пласта месторождения необходимое количество бутилцеллозольва в составе жидкости глушения. Необходимое количество композиции АПК и нефти для получения необходимой плотности жидкости глушения определяют по формуле 1.

Для исследований приготовлен нефтяной раствор АПК с добавлением бутилцеллозольва (БЦ) в следующем соотношении (в мас.%): АПК - 36, БЦ - 10, нефть - 54.

Нефтяной раствор указанного состава имел характеристики, представленные в табл. 1.

Исследования влияния нефтяного раствора АПК с добавлением БЦ на проницаемость керна пласта Ю 1 Хохряковского месторождения проводили на установке УИПК по стандартной методике.

Результаты изменения фильтрационных характеристик образцов керна приведены в табл. 2.

Как видно из полученных результатов, проницаемость образцов керна увеличилась в 2,2 раза (218,4%).

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 - в объеме части скважины 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 в призабойную зону скважины, 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. Скважина заглушена. После ремонта, в процессе освоения скважины, ЖГ собирается в блоке долива и в последующем повторно используется для глушения другой 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 от насоса до забоя, ожидают оседания ее в призабойной зоне скважины. Затем закачивают через межтрубное пространство в насосно-компрессорные трубы водный раствор солей до появления его на устье скважины.

Таким образом, предложенный способ позволяет не только ускорить процесс глушения скважины и тем самым процесс ремонта скважины, но и эффективно очистить скважину от АСПО, а также повторно использовать нефтяной раствор АПК с бутилцеллозольвом.

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

При приготовлении и применении нефтяных растворов АПК необходимо строго руководствоваться требованиями "Правил пожарной безопасности" (М.: Недра, 1987).

Литература
1. Пат РФ 2114985, Е 21 В 43/12, опубл. 1998 г.

Формула изобретения

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 в призабойную зону скважины 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, в который дополнительно вводят бутилцеллозольв.

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, в который дополнительно вводят бутилцеллозольв, 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 в призабойную зону скважины.

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

РИСУНКИ

Рисунок 1