Глушение скважин
на период КРС, ПРС:
Рассчитывается
необходимый объем ОЖГ для глушения скважины,
для этого определяется объем полости
скважины в зависимости от конструкции
ствола.
При открытой задвижке
на НКТ в межтрубное пространство (или
по колонне НКТ при наличии связи с затрубным
пространством) насосным агрегатом закачивают
ОЖГ с расчетной плотностью до достижения
ОЖГ интервала подвески насоса. Задвижку
закрывают. Скважину оставляют в покое
на 3-4 часа для самоосаждения ОЖГ на забой.
При наличии избыточного
давления на устье после первого этапа
производят повторный цикл глушения закачкой
жидкости в объеме межтрубного пространства
и НКТ от устья до приема насоса. После
выдержки скважины в течение 0,5 часа без
нефтегазопроявлений скважина считается
заглушенной.
Глушение
девонских скважин, осложненных
выпадением асфальтенов и смолопарафиновых
отложений (АСПО):
а) Вариант с промывкой
оборудования
Подбирают плотность
ОЖГ, обеспечивающую глушение скважины
при замене скважинной жидкости в интервале
подвески. При открытой задвижке на НКТ
закачивают в межтрубное пространство
ОЖГ на основе многофункционального (моющего)
препарата МЛ-81Б (0,2-0,3 %) до появления раствора
на устье из НКТ. Производят промывку колонны
НКТ путем циркуляции
раствора МЛ-81Б по
схеме: насос – затрубное пространство – НКТ – насос в режиме
двукратной промывки. Выходящую жидкость
направляют в желобную емкость, где отделяют
парафиновый шлам. Поднимают глубинно-насосное
оборудование (ГНО).
б) Вариант с промывкой
забоя
Осуществляется
после выполнения работ по промывке колонны
НКТ и подъема ГНО по После этих работ
возможно оседание АСПО в прифильтровую
зону и на забой. Спускают чистую колонну
НКТ до забоя. Закачивают в межтрубье (при
открытой задвижке на НКТ) водный раствор
МЛ-81Б (0,2-0,3 %) в количестве 1,5 объёма скважины.
Грязный раствор направляют в желобную
систему на отстой.
3.9. Глушение
скважин, эксплуатирующих карбонатные
пласты (продукция скважин с сероводородом)
Ввиду низких пластовых
давлений в данных коллекторах глушение
скважин заключается в замене скважинной
жидкости на ЖГ с малой плотностью (нефть
девонская, обратные эмульсии на нефте-дистиллятной
основе) в интервале подвески НКТ и насоса
(частичное глушение). В жидкость глушения
обязательно вводится нейтрализатор сероводорода
(двуокись марганца, НСТ, НСВУ и др.). Данная
операция осуществляется на установке
по приготовлению ОЖГ или непосредственно
перед закачкой ЖГ в скважину. Дозирование
производят при циркуляции
жидкости по схеме
«емкость – насосный агрегат – емкость».
Глушение скважин
с низкими пластовыми давлениями (с поглощающими
пластами). В этих условиях получить циркуляцию
«межтрубье – колонна НКТ – устье» водой не
удается. В таких случаях имеется несколько
рекомендуемых вариантов ведения работ:
а) Базовым вариантом
является выполнение ремонта согласно РД
153-39.0-662-10 «Инструкция по нейтрализации
сероводорода твердофазными пенными системами
в поглощающих скважинах с низкими пластовыми
давлениями перед их ремонтом». В качестве
жидкости глушения применяется пенная
система.
б) Глушение скважин
с аномально низкими пластовыми давлениями
возможно закачкой нефти девонской плотностью
0,87-0,90 г/см3, вязкостью
- 6-20 мПа∙с с учетом превышения гидростатического
давления над пластовым.
в) Дополнительным
вариантом является использование высоковязкой
обратной эмульсии
на нефтяной основе.
Она выполняет роль временного «тампона»,
перекрывающего продуктивный пласт. Рекомендуемый
объем высоковязкой эмульсии – от 2 до 8 м3 в зависимости
от величины приемистости пласта. При
коэффициенте удельной приемистости до
1 м3/(ч∙МПа) рекомендуется
от 2 м3 до 4 м3 высоковязкой
эмульсии, при коэффициенте от 1 м3/(ч∙МПа) до
2 м3/(ч∙МПа) 4-8
м3 эмульсии.
При более высоких коэффициентах применять
метод не рекомендуется, так как будет
происходить полное поглощение эмульсии.
Дозировка нейтрализатора
производится на централизованной установке
по приготовлению ЖГ или непосредственно
при закачке эмульсии в скважину.
Обратную эмульсию
с плотностью, превышающей плотность поднасосной
жидкости, закачивают в межтрубье при
открытой задвижке на НКТ. При достижении
эмульсией интервала подвески насоса
задвижку на НКТ закрывают. Эмульсия продавливается
под насос. Продавку можно осуществлять
дегазированной нефтью, маловязкой эмульсией
на нефте-дистиллятной основе, пресной
водой или сточной (подтоварной) водой
(в зависимости от величины Рпл).
3.10. Способы
оценки и контроля качества облагороженных
жидкостей глушения
Контроль за содержанием
ПАВ - облагораживателей в водных ЖГ
Наличие препарата
МЛ-81Б или ФЛЭК в воде можно определить
сталлагмометрическим методом (химлаборатория
ЦНИПРа). С помощью сталлагмометра необходимо
построить калибровочную кривую на определенном
растворе по формуле (3)
σ = f(с),
(3)
где σ - поверхностное
натяжение;
с – концентрация ПАВ.
По конкретным измерениям
поверхностного натяжения рабочих растворов
по калибровочной кривой можно количественно
определять содержание препарата в воде.
В цилиндрическую
мензурку объемом 50 см3 наливают
исследуемый раствор в объеме 10-20 см3, закрывают пробкой полость мензурки
и энергично встряхивают мензурку с жидкостью
в вертикальной плоскости 5-6 раз. Наличие
относительно стойкой тонкодисперсной
пены будет качественным признаком присутствия
ПАВ - препарата. Высота пены в мензурке
при наличии ПАВ будет 3-5 см в течение 2-3 мин.
Без препарата – образуется нестойкая,
быстро распадающаяся (в течение нескольких
секунд) крупноячеистая пена.
Контроль чистоты
и прозрачности ОЖГ на водной основе
Первая стадия контроля
чистоты ОЖГ осуществляется непосредственно
на установке путем отбора проб ПДВ, поступающей
на установку с промежуточного буллита.
Пробы отправляются в лабораторию, где
определяют содержание нефтепродуктов
и КВЧ (количество взвешенных частиц).
Периодичность – ежемесячно. Данные
лабораторных исследований должны храниться
на установке приготовления жидкостей.
Поступающая на установку
пластовая вода должна проходить очистку
через хлопчатобумажный фильтр, съемномонтируемый
на линии поступления ПДВ.
Автоцистерны, которые
доставляют ОЖГ на скважины, должны быть
чистыми. Для этого необходим контроль
их чистоты перед отпуском технологических
жидкостей на установке.
Вторая стадия контроля
осуществляется на скважине непосредственно
перед закачкой ОЖГ. Для этого из автоцистерны
берется контрольная проба жидкости и
замеряется ее плотность.
Для оценки качества
промывки допускается визуальный контроль
чистоты жидкости
Пробу ОЖГ залить
в чистый химический цилиндр объемом 100
см3 и энергично
встряхнуть. Критерием чистоты жидкости
является отсутствие видимых твердых,
илистых и хлопьевидных частиц и возможность
прочтения стандартного газетного текста
через слой анализируемой воды на расстоянии
вытянутой руки.
При невозможности
прочтения текста специалист, осуществляющий
контроль должен остановить процесс, отправить
автоцистерну на слив и помывку, а пробы
направить в лабораторию для выяснения
источника загрязнения.
Разбавлять технологические
жидкости (для регулирования плотности)
необходимо пресной чистой водой.
Контроль качества
ОЖГ на эмульсионной основе
Основными технологическими
параметрами обратных эмульсий являются
показатели плотности, вязкости и агрегативной
стабильности:
а) Электростабильность – параметр, характеризующий
агрегативную стабильность эмульсий и
их готовность. Измеряется на приборе
ИГЭР-1, подключенном к сети на 220 В. В последнее
время электростабильность обратных эмульсий
замеряется с использованием тестера
ТЭЭ-01 (ОАО «ГарантХимСервис, г. Уфа). Методика
измерения аналогична измерению на приборе
ИГЭР-1.
В процессе приготовления
эмульсий отбирается проба в объеме 100-150 см3. Электроды
опускаются в эмульсию; при нажатии контрольной
кнопки прибор показывает максимальную
величину напряжения тока, при котором
происходит «пробой» эмульсии. Эта величина
является косвенным показателем стабильности
и готовности эмульсии. После замера напряжение
тока сбрасывается регулятором до нуля.
Прибор готов к следующему измерению.
Рекомендуется периодически промывать
электроды керосином, бензином или дистиллятом.
Низкие величины
электростабильности (менее 80 В) указывают
на то, что эмульсия пока не готова; эмульсию
необходимо перемешивать, при необходимости
дополнительно добавить небольшой объем
эмульгатора. При достижении номинальных
значений электростабильности эмульсия
считается кондиционной и готовой к применению.
Следует учитывать, что в зависимости
от предназначения (функции) составы гидрофобной
эмульсии могут иметь различную агрегативную
стабильность (таблица 4).
б) Плотность – один из основных
параметров ЖГ, замеряется плотномером
АБР-1 или стандартными стеклянными ареометрами.
Т а б л и ц а 8. Номинальные
величины электростабильности различных
составов гидрофобных эмульсий в зависимости
от их предназначения
Электростабиль-
ность, В |
Предназначение
эмульсии |
Агрегативная стабильность
во времени, сут |
Примечание |
80-100 |
Промывка скважин |
Не менее 3-5 |
В скважинных условиях |
Продолжение таблицы 8.
1 |
2 |
3 |
4 |
100-130
140-170
180-220 |
Глушение скважин
То же
То же |
Не менее 7-14
Не менее 20-30
Не менее 40 |
То же |
120-150 |
Направленные СКО |
10-20 |
В пластовых условиях |
200-250 и > |
Водоизоляционные
работы |
До года и более |
То же |
Плотномер АБР-1 состоит
из футляра, стакана, съемного грузила
и поплавка с нанесенной шкалой. Прибор
должен быть оттарирован непосредственно
перед замером. Для этого в футляр и стакан
наливают пресную воду температурой (20 ±
3) 0С. Опускают
стакан в футляр, показания ареометра
должно быть равным 1000 г/см3. Замеряемый
диапазон – от 800 до 2600 г/см3. В случае
отклонения от контрольной цифры величина
отклонения считается погрешностью, которую
необходимо учитывать при измерении плотности.
Плотность отсчитывается по шкале ареометра
на уровне мениска воды, предел допустимой
погрешности ± 2 г/см3.
Стеклянный ареометр
опускают в удлиненный стакан с анализируемой
жидкостью. Плотность отсчитывается по
шкале ареометра на уровне мениска. Замеряемый
диапазон – от 700 до 1840 г/см3, предел
допустимой погрешности ±1 г/см3.
в) Условная вязкость
- измеряется полевым вискозиметром ВП-5,
который состоит из воронки со сливным
патрубком с внутренним диаметром 5 мм
и мерного стакана.
Измерение вязкости
производится следующим образом. Мерным
стаканом заливают в воронку 0,7 дм3 анализируемой
жидкости, при этом сливное отверстие
закрывают пальцем. Воронку с жидкостью
устанавливают вертикально над пустым
мерным стаканом. В момент открытия сливного
отверстия включают секундомер. Секундомером
фиксируют момент полного заполнения
стакана на 0,5 дм3 анализируемой
жидкостью. Это время и есть величина условной
вязкости, измеряемой в секундах.
3.11. Составы
промывочных жидкостей и их физико-химические
свойства
Свойства промывочных
составов
Промывочные составы
по функциональному предназначению должны
обладать следующими основными свойствами
(совокупно или выборочно, в зависимости
от вида и рецептуры составов):
- быть легкопрокачиваемыми
по колонне 60 и 73 мм НКТ, без создания дополнительного
давления на эксплуатационную колонну;
- иметь регулируемую
динамическую вязкость в пределах,
в среднем, 5-100 мПа·с;
- иметь регулируемую
плотность в пределах, как правило,
850-1200 г/см3;
- иметь структурно-механические
свойства, в частности, статическое
и динамическое напряжение сдвига;
- обладать растворяющими
или моющими свойствами по
отношению к АСПО;
- не оказывать
отрицательного влияния на пласт.