Способ глушения скважин
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при глушении скважин. Обеспечивает сохранение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта добывающей скважины при использовании водных растворов минеральных солей как основного средства воздействия на пласт. Сущность изобретения: готовят технологическую жидкость - водный раствор смеси сильвинитовой руды с хлористым кальцием растворением смеси компонентов в горячей (60-90°С) пресной технической воде, сточной с установок подготовки нефти и воды, или пластовой воде. При растворении смеси сильвинитовой руды с хлористым кальцием в пластовой воде последнюю откачивают из скважины с температурой 60-90°С. Получают технологическую жидкость с плотностью раствора 1,23-1,37 т/куб. м. Затем приготовленную технологическую жидкость 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 водой. Величину гидравлического столба технологической жидкости высокой плотности на основе раствора смеси сильвинитовой руды с хлористым кальцием, помещаемой в ствол скважины над кровлей продуктивного столба технологической жидкости, принимают в количестве, необходимом и достаточном из условия глушения скважины. 5 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при различных технологических операциях в скважинах и, в особенности, при глушении скважин, а также при перфорации скважин 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. по отдельности или в различных сочетаниях [1].
Однако указанный способ неэкономичен, поскольку затраты на 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 и последующего заполнения 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.
Наиболее близким по своей сущности и техническому результату к заявляемому техническому решению является способ глушения нефтегазодобывающих скважин, при котором в ствол скважины закачивают водный раствор обогащенной сильвинитовой руды с ингибитором осадкообразования, причем водный раствор сильвинитовой руды помещают против зоны продуктивного пласта и выше кровли его с образованием гидравлического столба. Технологическая жидкость по данному техническому решению содержит также целевые добавки - ингибиторы коррозии, ингибиторы осадкообразования, загустители и т.п. [3].
Недостатком указанного способа является снижение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта или весьма длительная (до нескольких месяцев) продолжительность релаксации этих свойств до первоначального уровня после проведения необходимых технологических операций в скважине.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности глушения скважин водными растворами минеральных солей как основными средствами воздействия на пласт при сохранении его коллекторских свойств.
Необходимый технический результат достигается тем, что в способе глушения скважин, включающем помещение в ствол скважины водного раствора минеральных солей с добавками ингибитора осадкообразования, ингибитора коррозии и проведение технологических операций в скважине, в качестве раствора солей используют водный раствор сильвинитовой руды в смеси с хлоридом кальция, причем указанный раствор используют с максимальной для внутрискважинных температурных условий концентрацией раствора смеси, и раствор помещают ниже продуктивного пласта, против него и выше кровли продуктивного пласта с образованием гидравлического столба над ним, при этом по остальной высоте ствол скважины заполняют водой до устья. При этом используют раствор с содержанием, мас.%:
Сильвинитовая руда 60-75
Кальций хлористый 25-40
При глушении скважины закачивают водный раствор сильвинитовой руды в смеси с хлоридом кальция с максимальной для внутрискважинных температурных условий концентрацией в количестве, необходимом и достаточном для образования гидравлического столба в стволе скважины над кровлей продуктивного пласта, и по остальной высоте ствола скважину до устья заполняют водой.
При использовании водного раствора сильвинитовой руды в смеси с хлоридом кальция в качестве рабочего тела нагнетательных скважин в него вводят ингибитор набухания глинистой составляющей нефтегазоносного пласта, например, нитрилдиметилфосфоновую кислоту в количестве 0,01-0,05 мас.% от содержания сильвинитовой руды.
При глушении скважины используют водный раствор сильвинитовой руды в смеси с хлоридом кальция с целевыми добавками - загустителями, ингибиторами коррозии, ингибиторами осадкообразования и ПАВ и др.
Водный раствор сильвинитовой руды в смеси с хлоридом кальция готовят растворением смеси указанных компонентов в пресной технической, сточной с установок подготовки нефти и воды или пластовой воде.
При приготовлении раствора сильвинитовой руды в смеси с хлоридом кальция растворением в пресной технической воде или сточной с установок подготовки нефти и воды воду нагревают до 60-90°С.
При приготовлении раствора сильвинитовой руды в смеси с хлоридом кальция растворением в пластовой воде последнюю откачивают из скважины с температурой 60-90°С.
В качестве ингибитора набухания глинистой составляющей нефтегазоносного пласта используют, например, нитрилдиметилфосфоновую кислоту в количестве 0,01-0,05 мас.% от массы растворенной сильвинитовой руды (при этом содержание хлористого кальция не принимается во внимание).
В качестве ингибитора осадкообразования используют НТФ (нитрилотриметилфосфоновую кислоту) в количестве 0,01-0,05 мас.% от массы растворенной сильвинитовой руды или СНПХ-5301М (продукт взаимодействия оксиэтилидендифосфоновой кислоты с водным раствором аммиака и высококипящими фракциями продукта перегонки нефти).
В качестве ПАВ используют, например, хлорид алкилтриметиламмония (“ДОН-96” по ТУ №2482-010-047695-97), ИВВ-1 и др.
В качестве водорастворимых минеральных солей используют смесь сильвинитовой руды и хлористого кальция состава, мас.%:
Сильвинитовая руда 60-75
Кальций хлористый 25-40
Сильвинитовую руду, образно говоря, модифицируют или обогащают путем примешивания к ней хлористого кальция. Тем самым содержание составляющих сильвинитовую руду солей - хлоридов калия и натрия - снижают и уменьшают отрицательное воздействие ионов натрия на проницаемость продуктивного пласта. Следует также отметить, что при растворении смеси сильвинитовой руды и хлорида кальция нерастворимые примеси, имеющиеся в первом компоненте, достаточно быстро и полно оседают, что существенно улучшает качественные показатели продукта при использовании его в качестве основного компонента технологических жидкостей нефтегазодобывающих скважин.
Сущность изобретения.
Применение в качестве основного компонента технологических жидкостей раствора смеси сильвинитовой руды и хлористого кальция при проведении технологических операций в нефтегазодобывающих скважинах создает исключительно удачную возможность использования дешевого природного продукта (полезное ископаемое сильвинитовая руда) и дешевого побочного продукта многотоннажного промышленного производства (хлористый кальций) для приготовления водных растворов минеральных солей, практически не загрязняющих призабойную зону скважины при проведении в ней технологических операций. При этом определено, что при проникновении такой технологической жидкости в продуктивный пласт проницаемость его не снижается, а в ряде случаев даже повышается, что ведет к сохранению коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта.
Предлагаемые водные растворы смеси сильвинитовой руды с хлористым кальцием могут быть использованы в качестве рабочего тела в нагнетательных скважинах. При нагнетании жидкости в пласт терригенного типа последняя может содержать ингибитор набухания глинистой составляющей пласта. В обоих этом случаях 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.
Несмотря на выделение тепла гидратации при растворении смеси сильвинитовой руды с хлористым кальцием воде, применение горячей (60-90°С) воды повышает скорость растворения в 3-7 раз, и при этом плотность раствора достигает значений 1,23-1,37 т/куб. м. Хотя справедливости ради следует отметить, что криоскопические свойства растворов, содержащих хлористый кальций, позволяют оперировать с ними при температурах от -20 до -40°С и ниже, что в условиях Сибири (а это основной нефтеносный регион России) имеет немаловажное значение.
Способ осуществляют следующим образом. Жидкость глушения (водный раствор смеси сильвинитовой руды с хлористым кальцием) готовят по известной технологии растворения смеси компонентов в горячей (60-90°С) пресной технической, сточной с установок подготовки нефти и воды или пластовой воде. Техническую пресную или сточную воду подогревают, а при приготовлении технологической жидкости растворением смеси сильвинитовой руды с хлористым кальцием в пластовой воде последнюю откачивают из скважины с температурой 60-90°С. Получают технологическую жидкость с плотностью раствора 1,23-1,37 т/куб. м. 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 или для нагнетания в нагнетательные скважины. Затем приготовленную таким образом технологическую жидкость (жидкость глушения) помещают в ствол скважины ниже, против зоны и выше кровли продуктивного пласта с образованием гидравлического столба над последней. Далее ствол скважины до устья заполняют пресной технической, сточной с установок подготовки нефти и воды или пластовой водой.
Величину гидравлического столба (а соответственно, и объем жидкости глушения высокой плотности на основе раствора смеси сильвинитовой руды с хлористым кальцием) помещаемой в ствол скважины над кровлей продуктивного столба технологической жидкости принимают в зависимости от вида технологической операции, проводимой в стволе скважины. Как явствует из описания, таковыми технологическими операциями могут быть глушение скважины, подавление нефтегазопроявления или извлечение внутрискважинного оборудования для ремонта или замены и пр.
Пример 1 конкретного осуществления способа.
Технические данные по скважине: Диаметр эксплуатационной колонны - 146 мм, текущий забой - 1648 м, объем эксплуатационной колонны - 28 куб. м, пластовое давление - 186 атм, плотность пластовой жидкости - 1,09 т/куб. м, объем добычи жидкости 78 куб. м/сутки (27 куб. м нефти и 51 куб. м воды).
Осуществляют глушение скважины при следующих параметрах.
Закачка в скважину технологической жидкости на основе водного раствора смеси сильвинитовой руды с хлористым кальцием в количестве 23,5 куб. м с плотностью 1,32 т/куб. м и закачка технической воды до устья скважины в количестве 4,5 куб. м. Далее осуществляют технологическую операцию замены насоса и возвращают скважину в рабочее состояние (на нефтегазодобычу).
Объем добычи жидкости после глушения 83 куб. м (29 куб. м нефти и 54 куб. м воды).
Пример 2 конкретного осуществления способа.
Технические данные по нагнетательной скважине: Диаметр эксплуатационной колонны - 127 мм, глубина закачки - 1670 м, давление - 190 атм, приемистость скважины - 42 куб. м/сутки.
Осуществляют нагнетание технологической жидкости на основе водного раствора смеси сильвинитовой руды с хлористым кальцием плотностью 1,10 т/куб. м с добавкой 0,03 мас.% ингибитора набухания глинистой составляющей пласта. Приемистость скважины возрастает до 117 куб. м/сутки.
Как видно из описания и примеров конкретного осуществления способа, изобретение обеспечивает сохранение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающей скважины.
Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки
1. Зарипов С.З. и др. Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте. М., “Недра”, 1981, с.45.
2. Патент РФ 2096591, М.кл. Е 21 В 43/02, опубл. 1998 г.
3. Патент РФ 2169832, М.кл. Е 21 В 43/02, опубл. 2000 г. - прототип.
1. Способ глушения скважин, включающий помещение в ствол скважины водного раствора минеральных солей с добавками ингибитора осадкообразования, ингибиторов коррозии и проведение технологических операций в скважине, отличающийся тем, что в ствол скважины помещают водный раствор смеси сильвинитовой руды с хлористым кальцием, причем используют раствор с максимальной для внутрискважинных температурных условий концентрацией и закачивают его в количестве, необходимом и достаточном для образования гидравлического столба в стволе скважины над кровлей продуктивного пласта, а по остальной высоте ствола скважину до устья заполняют водой.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют смесь сильвинитовой руды с хлористым кальцием при содержании компонентов, мас.%:
сильвинитовая руда 60-75;
кальций хлористый 25-40.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что водный раствор смеси сильвинитовой руды с хлористым кальцием готовят растворением последней в пресной технической воде, сточной с установок подготовки нефти и воды или пластовой воде с температурой 60-90°С.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что при приготовлении раствора смеси сильвинитовой руды с хлористым кальцием растворением в пластовой воде последнюю откачивают из скважины с температурой 60-90°С.
5. Способ по одному из пп.1-4, отличающийся тем, что используют водный раствор смеси сильвинитовой руды с хлористым кальцием с плотностью 1,23-1,37 т/м3.
6. Способ по п.5, отличающийся тем, что водный раствор смеси сильвинитовой руды с хлористым кальцием содержит ингибитор набухания глинистой составляющей нефтегазоносного слоя, например нитрилдиметилфосфоновую кислоту в количестве 0,01-0,05% от массы растворенной сильвинитовой руды.
