Способ глушения добывающей скважины (варианты)

Авторы патента:

E21B43/22 - с применением химикалий или бактерий (E21B 43/27 имеет преимущество; добыча нефти из нефтеносных песков или сланцев - химическая часть C10G)

E21B43/12 - способы или устройства для регулирования потока добываемой жидкости или газа в скважинах или к скважинам (E21B 43/25 имеет преимущество; клапанные устройства E21B 34/00)

Владельцы патента RU 2754552:

Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологиям глушения добывающих скважин при ремонте и проведении профилактических работ скважины с двумя и более продуктивными пластами. Способ включает спуск в скважину эксплуатационной подвески, состоящей из колонны труб и насоса, расположенного в скважине выше продуктивных пластов, закачку в скважину задавочной жидкости. По первому варианту, не более чем за 3 суток до глушения скважины определяют пластовое давление в каждом пласте скважины, определяют плотность задавочной жидкости в зависимости от пластовых давлений продуктивных пластов по приведенному математическому выражению. В качестве задавочной жидкости применяют водный раствор поверхностно-активного вещества плотностью, соответствующей рассчитанной плотности задавочной жидкости. Определяют объём задавочной жидкости для глушения скважины. При разнице между давлениями пластов не более 3 МПа закачку задавочной жидкости в ствол скважины выполняют в два цикла. В первом цикле по межтрубному пространству добывающей скважины производят закачку задавочной жидкости до нижнего конца колонны труб, спущенной в скважину, после чего осуществляют технологическую выдержку в течение 3-4 часов. Затем производят второй цикл замены скважинной жидкости задавочной жидкостью от нижнего конца колонны труб до устья закачкой задавочной жидкости по колонне труб, не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну до выхода задавочной жидкости из межтрубного пространства на устье скважины. Причем если отсутствует избыточное давление в скважине, то замещение скважинной жидкости производят в процессе подъема эксплуатационной подвески с доливом задавочной жидкости плотностью 1180 кг/м³ в межтрубное пространство скважины насосным агрегатом. По второму варианту при разнице между давлениями пластов более 3 МПа для предотвращения поглощения задавочной жидкости пластом с меньшим пластовым давлением сначала закачивают временно блокирующую жидкость в продуктивный пласт с наименьшим пластовым давлением. Причём в качестве временно блокирующей жидкости применяют высоковязкую обратную эмульсию плотностью 1200-1300 кг/м³на нефтяной основе, а объём временно блокирующей жидкости определяют исходя из высоты пласта с наименьшим пластовым давлением в расчёте 2 м³ на 1 м высоты пласта. Причем сначала производят предварительный цикл закачки высоковязкой обратной эмульсии с плотностью, превышающей расчётную плотность задавочной жидкости, в межтрубное пространство скважины при открытой трубной задвижке на устье скважины. При достижении высоковязкой обратной эмульсией нижнего конца подвески насоса трубную задвижку на устье скважины закрывают. Затем по межтрубному пространству добывающей скважины производят первый цикл закачки задавочной жидкости до нижнего конца подвески, при этом высоковязкая эмульсия попадает в пласт с наименьшим пластовым давлением и блокирует его. После чего осуществляют технологическую выдержку в течение 3-4 часов. Затем производят второй цикл замены скважинной жидкости задавочной жидкостью от нижнего конца колонны труб до устья закачкой задавочной жидкости по колонне труб, не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну до выхода задавочной жидкости из межтрубного пространства на устье скважины. Техническим результатом является повышение качества глушения скважины, сохранение коллекторских свойств пласта (пластов), возможность проведения глушения скважины с несколькими пластами с разными пластовыми давлениями. 2 н.п. ф-лы, 3 пр., 1 табл., 5 ил.

Известен способ глушения добывающих скважин (патент RU № 2212527, опубл. 20.09.2003), включающий введение в ствол скважины вязкоупругого разделительного состава, приготовление и закачку в скважину жидкости глушения с добавками ингибиторов осадкообразования и коррозии, поверхностно-активного вещества и загустителя для уравновешивания давления пласта, при этом используют в качестве жидкости глушения водный раствор карналлитовой руды с плотностью раствора 1,23-1,25 т/м³, в качестве загустителя - ксантановую смолу в количестве 0,1-1,0 маc.%, а при приготовлении указанного раствора осуществляют отстой в течение 30-45 мин.

Недостатками способа являются:

- во-первых, высокие затраты на приготовление вязкоупругого разделительного состава и жидкости глушения с добавками ингибиторов осадкообразования и коррозии, поверхностно-активного вещества и загустителя;

- во-вторых, сложность реализации технологии, связанная с применением в процессе реализации способа двух видов жидкости: вязкоупругого разделительного состава и жидкости глушения с добавками ингибиторов осадкообразования и коррозии;

- в-третьих, потеря коллекторских свойств пласта (пластов) из-за попадания в прискважинную зону пласта добавок (ингибиторов коррозии и осадкообразования, загустителя), содержащихся в жидкости глушения;

- в-четвёртых, невозможно провести глушение скважины при наличии в скважине нескольких пластов с разными пластовыми давлениями, так как пласт с меньшим пластовым давлением или трещинным коллектором будет поглощать жидкость глушения.

Также известен способ глушения скважины (патент RU № 2123580, опубл. 20.12.1998), путем закачки в скважину жидкости глушения, включающей водный раствор полимера, в качестве водного раствора полимера используют водный раствор полиэтиленоксида концентрацией 0,025-0,035%, жидкость глушения закачивают в скважину выше перфорационных отверстий, проводят технологическую выдержку для осаждения жидкости глушения на забое скважины, а оставшийся объем скважины заполняют водным раствором минеральной соли со скоростью прокачки не более 1 м/сек.

Недостатки способа:

- во-первых, высокие затраты на приготовление водного раствора полимера и водного раствора минеральной соли;

- во-вторых, потеря коллекторских свойств пласта (пластов) из-за попадания полимера (полиэтиленоксида) водного раствора в прискважинную зону пласта в процессе глушения скважины;

- в-третьих, невозможно провести глушение скважины при наличии в скважине нескольких пластов с разными пластовыми давлениями, так как пласт с меньшим пластовым давлением или трещинным коллектором будет поглощать жидкость глушения;

- в-четвёртых, сложность реализации технологии, связанная с применением двух видов жидкости глушения водного раствора полимера и водного раствора минеральной соли.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ глушения скважины, включающий спуск в скважину эксплуатационной подвески, состоящей из колонны труб и насоса, расположенной в скважине выше продуктивного пласта, закачку в скважину задавочной жидкости (патент RU № 2104392, опубл. 20.06.1998). Блокировку интервала перфорации осуществляют путем замены скважинной жидкости в стволе скважины блокирующей жидкостью и расположенной над ней задавочной жидкостью плотностью, меньшей плотности блокирующей жидкости, при этом часть блокирующей жидкости задавливают в прискважинную зону пласта, а объем блокирующей жидкости определяют исходя из коэффициента продуктивности скважины. При этом блокирующая жидкость для глушения скважины, включает водорастворимую соль кальция, свободный аммиак, отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов, дополнительно содержит древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас.%: водорастворимая соль кальция 12,4-43,5; свободный аммиак 0,1-2,0; отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов 5,0-25,0; древесная мука 4,0-12,0; вода – остальное.

Недостатки способа:

- во-первых, низкая эффективность глушения скважины, так как в процессе реализации не учитывается плотность задавочной жидкости, которая при глушении скважины является определяющим фактором, также закачка блокирующей жидкости, объём которой определяется в зависимости от коэффициента продуктивности пласта, может привести к большому объёму закачки блокирующей жидкости в пласт;

- во-вторых, потеря коллекторских свойств пласта (пластов) из-за оседания в нём компонентов блокирующей жидкости, закачанной в прискважинную зону пласта в процессе глущения скважины;

- в-третьих, ограниченные возможности при реализации способа при наличии в скважине нескольких пластов с разными пластовыми давлениями, так как нет необходимости блокировать прискважинную зону всех пластов;

- в-четвёртых, высокие затраты на приготовление многокомпонентной блокирующей задавочной жидкости при реализации способа.

Техническими задачами изобретения являются повышение качества глушения скважины, сохранение коллекторских свойств пласта (пластов), возможность проведения глушения скважины с несколькими пластами с разными пластовыми давлениями, снижение затрат на приготовление блокирующей и задавочной жидкостей.

Поставленные технические задачи решаются способом глушения добывающей скважины, включающим спуск в скважину эксплуатационной подвески, состоящей из колонны труб и насоса, расположенного в скважине выше продуктивных пластов, закачку в скважину задавочной жидкости.

По первому варианту новым является то, что, не более чем за 3 суток до глушения скважины определяют пластовое давление в каждом пласте скважины, определяют плотность задавочной жидкости в зависимости от пластовых давлений продуктивных пластов по формуле:

где - плотность задавочной жидкости, кг/м³;

К - коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной:

К = 1,1 - для скважин глубиной до 1200 м по вертикали (интервалов от 0 до 1200 м);

К = 1,05 - для интервалов от 1200 м до кровли перфорированного пласта по вертикали;

Р_пл _. - пластовое давление, МПа;

g = 9,81 м/с²- ускорение свободного падения;

Н_кр. - глубина скважины до кровли пласта с наибольшим пластовым давлением, м;

L_удл. - удлинение скважины, м,

По второму варианту новым является то, что не более чем за 3 суток до глушения скважины определяют пластовое давление в каждом пласте скважины, определяют плотность задавочной жидкости в зависимости от пластовых давлений продуктивных пластов по формуле:

где - плотность задавочной жидкости, кг/м³;

К - коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной:

К = 1,1 - для скважин глубиной до 1200 м по вертикали (интервалов от 0 до 1200 м);

К=1,05 - для интервалов от 1200 м до кровли перфорированного пласта по вертикали;

Р_пл _. - пластовое давление, МПа;

g = 9,81 м/с²- ускорение свободного падения;

Н_кр. - глубина скважины до кровли пласта с наибольшим пластовым давлением, м;

L_удл. - удлинение скважины, м,

в качестве задавочной жидкости применяют водный раствор поверхностно-активного вещества плотностью, соответствующей рассчитанной плотности задавочной жидкости, определяют объём задавочной жидкости для глушения скважины, при разнице между давлениями пластов более 3 МПа для предотвращения поглощения задавочной жидкости пластом с меньшим пластовым давлением, сначала закачивают временно блокирующую жидкость в продуктивный пласт с наименьшим пластовым давлением, причём в качестве временно блокирующей жидкости применяют высоковязкую обратную эмульсию плотностью 1200-1300 кг/м³на нефтяной основе, а объём временно блокирующей жидкости определяют исходя из высоты пласта с наименьшим пластовым давлением в расчёте 2 м³ на 1 м высоты пласта, причем сначала производят предварительный цикл закачки высоковязкой обратной эмульсии с плотностью, превышающей расчётную плотность задавочной жидкости в межтрубное пространство скважины при открытой трубной задвижке на устье скважины, при достижении высоковязкой обратной эмульсией нижнего конца подвески насоса трубную задвижку на устье скважины закрывают, затем по межтрубному пространству добывающей скважины производят первый цикл закачки задавочной жидкости до нижнего конца подвески, при этом высоковязкая эмульсия попадает в пласт с наименьшим пластовым давлением и блокирует его, после чего осуществляют технологическую выдержку в течение 3-4 часов, затем производят второй цикл замены скважинной жидкости задавочной жидкостью от нижнего конца колонны труб до устья, закачкой задавочной жидкости по колонне труб, не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну до выхода задавочной жидкости из межтрубного пространства на устье скважины.

На фиг. 1-3 схематично и последовательно показан первый вариант реализации способа.

На фиг. 4-5 схематично и последовательно показан второй вариант реализации способа.

По первому варианту способ осуществляют следующим образом.

Способ глушения добывающей скважины 1 (см. фиг. 1-3) включает спуск в скважину 1 эксплуатационной подвески 2, состоящей из колонны труб 3 и насоса 4, расположенной в скважине 1 выше продуктивного пласта 5, закачку в скважину задавочной жидкости.

В добывающей скважине 1 вскрыто несколько продуктивных пластов с близкими по значению пластовыми давлениями, например, два продуктивных пласта 5 и 5´.

Перед закачкой определяют плотность задавочной жидкости в зависимости от пластового давления, продуктивных пластов 5 и 5´, измеренного не более чем за 3 суток (например, за 2 суток) до глушения скважины 1. В добывающих скважинах 1, где отсутствует поглощение скважинной жидкости продуктивными пластами 5 и 5', например, разница между пластовыми давлениями не превышает 3 МПа.

Определяют пластовое давление геофизическим методом путём прямого измерения глубинным манометром. Для этого с устья скважины 1 через отверстие (на фиг. 1-3 не показано), оборудованное для спуска глубинных приборов, в планшайбе, в межтрубное пространство 6 скважины 1 спускают глубинный манометр на геофизическом кабеле. Глубинный манометр в межтрубном пространстве скважины 1 спускают в интервал середины перфорации каждого пласта, подлежащего измерению. Выдерживают в течение 20-30 минут.

Далее по формуле (1) определяют плотность задавочной жидкости в зависимости от пластовых давлений продуктивных пластов по формуле:

(1)

где – плотность задавочной жидкости, кг/м³;

К - коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной:

К=1,1 - для скважин глубиной до забоя до 1200 м по вертикали (интервалов от 0 до 1200 м);

К=1,05 - для скважин глубиной до забоя от 1200 м по вертикали (интервалов от 1200 м и более);

Р_пл _. - пластовое давление, МПа;

g= 9,81 м/с²- ускорение свободного падения;

Н_кр. - глубина скважины до кровли пласта с наибольшим пластовым давлением, м;

L_удл. - удлинение скважины, м.

Коэффициент - К подобран опытным путём в зависимости от глубины добывающей скважины 1 по вертикали.

В зависимости от рассчитанной плотности задавочной жидкости подбирают состав задавочной жидкости, приведенный в таблице. В качестве задавочной жидкости применяют водный раствор поверхностно-активного вещества плотностью, соответствующей рассчитанной плотности задавочной жидкости.

Таблица

Расчетная плотность задавочной жидкости (ρ _ж.г.)	Состав задавочной жидкости
Менее 1010 кг/м³	Пресная вода (99,9%) с 0,1 % моющего ПАВ
1010- 1180 кг/м³	Сточная (техническая) вода с 0,1 % моющего ПАВ
1180-1240 кг/м³	Раствор карналлитовой руды с 0,1 % моющего ПАВ

В качестве моющего ПАВ применяют, например МЛ81Б, любого известного производителя, например, ООО ПКФ «ПрогрессХим» Татарстан, г. Нижнекамск.

Раствор карналлитовой руды готовят любым известным способом, например, как описано в патенте RU 2458008, С01F5/30, С01D 3/06 опубл. 10.08.2012 г.

Определим плотность скважинной жидкости для пласта с наибольшим пластовым давлением, например для продуктивного пласта 5.

Пример 1.

Глубина скважины от забоя до кровли пласта по вертикали: Н_кр. = 1500 м;

1.2 Глубина скважины по вертикали 1520 м - (К=1,5);

1.3 Р_пл. = 7,2 МПа;

1.4 L_удл. = 800 м.

Подставляя числовые значения в формулу 1 получим:

ρ _ж.г. = 1,05 × (7,2,0×10⁶)/(9,8× (1500 - 800) = 1102 кг/м³

Исходя из таблицы в качестве задавочной жидкости выбирают сточную (техническую) воду с 0,1 % моющего ПАВ (МЛ81Б) любого известного производителя, например, ООО ПКФ «ПрогрессХим» Татарстан, г. Нижнекамск.

Пример 2.

2.1 Глубина скважины до кровли пласта по вертикали: Н_кр. = 1100 м;

2.2 Глубина скважины до забоя по вертикали 1130 м - (К=1,1);

2.2 Р_пл. = 10,8 МПа;

2.3 L_удл. = 100 м.

Подставляя числовые значения в формулу 1 получим:

ρ _ж.г. = 1,1 × (10,8×10⁶)/(9,8× (1100 - 100) = 1212 кг/м³

Исходя из таблицы в качестве задавочной жидкости выбирают раствор карналлитовой руды с 0,1 % моющего ПАВ.

Пример 3.

Глубина скважины до кровли пласта по вертикали: Н_кр.= 1250 м;

Глубина скважины по вертикали 1290 м - (К=1,05);

3.2 Р_пл. = 9,8 МПа;

3.4 L_удл. = 205 м.

Подставляя числовые значения в формулу 1 получим:

ρ _ж.г. = 1,05 × (9,8×10⁶)/(9,8× (1250 -205) = 1005 кг/м³

Исходя из таблицы в качестве задавочной жидкости выбирают пресную воду с 0,1 % моющего ПАВ, например МЛ81Б.

Рассмотрим глушение скважины для примера 1.

Перед глушением добывающей скважины 1 (см. фиг. 1-3), оснащенной штанговым глубинным насосом, в подвеске 2, которая оснащена колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 3 с штанговым глубинным насосом 4 срывают штанговый глубинный насос из замковой опоры НКТ и переводят балансир станка-качалки (на фиг. 1-3 не показано) и в верхнее положение.

Перед глушением добывающей скважины, оснащенной электроцентробежным насосом, в подвеске 2 (см. фиг. 1-3), которая оснащена колонной НКТ 3 с циркуляционным клапаном и электроцентробежным насосом 4 производят открытие (сбивание) циркуляционного клапана (на фиг. 1-3 не показано).

При глубине скважины Н_кр =1500 м и с глубиной спуска подвески равной h₁= 900 м.

При глубине скважины 1 до кровли продуктивного пласта 5 по вертикали: Нкр. = 1500 м определим объём V задавочной жидкости для глушения скважины 1.

Например, для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм с толщиной стенки 8 мм объём одного метра высоты составляет 0,0182 м³. Тогда V = 0,0182 м³×1500 м = 27,3 м³, а в качестве задавочной жидкости, например, выбирают сточную (техническую) воду с 0,1% моющего ПАВ, например МЛ81Б (Пример 1).

На базе производственного обслуживания готовят V = 27, 3 м³ задавочной жидкости в качестве которой используют сточную (техническую) воду с 0,1 % моющего ПАВ, например МЛ81Б плотностью ρ _ж.г. = 1102 кг/м³.

Готовую задавочную жидкость завозят на скважину 1 в автоцистернах. Закачку задавочной жидкости в ствол скважины выполняют в два цикла.

В первом цикле производят закачку задавочной жидкости до нижнего конца подвески 2 (h₂) через межтрубное пространство 6 скважины 1, до интервала:

h₂ = H_кр-h₁ = 1500 м-900 м= 600 м

в объёме V₁ =0,0182 м³×600 м =10,92 м³ с помощью насосного агрегата 7 при открытой затрубной 8 и трубной 9 задвижках на устье скважины 1.

Осуществляют технологическую выдержку в течение 3-4 часов, например в течение 4 часов.

В течение технологической выдержи происходит самоосаждение закачанной в скважину 1 в первом цикле задавочной жидкости, которая замещает скважинную жидкость, например плотностью ρ _ж. = 1050 кг/м³, при этом скважинная жидкость размещается над задавочной жидкостью благодаря меньшей плотности чем задавочная жидкость (1050 кг/м³<1102кг/м³).

Производят второй цикл замены скважинной жидкости задавочной жидкостью от нижнего конца подвески 2 (h₂ = 600м) до устья.

Во втором цикле производят закачку задавочной жидкости с помощью насосного агрегата 7 по колонне НКТ 3 с циркуляцией жидкости через межтрубное пространство 6 скважины 1 на устье и в желобную ёмкость (на фиг. 1-3 не показано), при открытой затрубной 8 и трубной 9 задвижках, не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну, например 11 МПа. Таким образом закачивают по колонне НКТ 3, оставшийся объём задавочной жидкости: V₂ = V -V₁ = 27,3 м³- 10,92 м³ = 16,38 м³.

Если плотность задавочной жидкости невозможно рассчитать по причине отсутствия исходного (ых) значений, заданных в формуле (1) и при этом отсутствует избыточное давление в скважине, то замена скважинной жидкости в стволе скважины на задавочную жидкость производят в процессе подъема эксплуатационной подвески 2 с доливом задавочной жидкости плотностью 1180 кг/м³в межтрубное пространство 6 (см. фиг. 3) скважины 1 при открытой затрубной 8 и трубной 9 задвижках насосным агрегатом 7, не допуская перелива скважинной жидкости на устье скважины 1, например долив задавочной жидкости плотностью 1180 кг/м³ осуществляют периодически после подъема пяти труб НКТ 3.

Таким образом замещают скважинную жидкость на задавочную жидкость. Технологический процесс глушения добывающей скважины завершен.

По второму варианту способ осуществляют следующим образом.

Способ глушения добывающей скважины 1 (см. фиг. 4-5), включающий спущенную в скважину 1 эксплуатационную подвеску 2, состоящую из колонны труб 3 и насоса 4, расположенную в скважине 1 выше продуктивных пластов.

В добывающей скважине 1 вскрыто несколько продуктивных пластов с разными пластовыми давлениями, например, два продуктивных пласта 5 и 10.

В добывающих скважинах 1, при наличии поглощения скважинной жидкости продуктивными пластами 5 и 10, например, разница между пластовыми давлениями превышает 3, МПа.

Перед глушением добывающей скважины 1 в подвеске 2, которая оснащена колонной НКТ 3 с штанговым глубинным насосом 4 срывают штанговый глубинный насос из замковой опоры НКТ и переводят балансир станка-качалки (на фиг. 4-5 не показано) и в верхнее положение.

Перед глушением добывающей скважины в подвеске 2 (см. фиг. 4-5), которая оснащена колонной НКТ 3 с циркуляционным клапаном и электроцентробежным насосом 4 производят открытие (сбивание) циркуляционного клапана (на фиг. 4-5 не показано).

При глубине скважины Н_кр =1700 м и с глубиной спуска подвески равной h₁= 1000 м.

Последовательно определяют пластовые давления в двух продуктивных пластах 5 и 10 геофизическим методом путём прямого измерения глубинным манометром. Для этого с устья скважины 1 (см. фиг. 4) через отверстие (на фиг. 1-5 не показано), оборудованное для спуска глубинных приборов, в планшайбе, в межтрубное пространство скважины спускают глубинный манометр на геофизическом кабеле. Глубинный манометр в межтрубном пространстве скважины 1 спускают в интервал середины перфорации пласта, подлежащего измерению. Выдерживают в течение 20-30 минут.

Аналогичным образом измеряют пластовое давление в двух продуктивных пластах. Например: продуктивный пласт 5 имеет Р₁ = 3,5 МПа (см. фиг. 4); продуктивный пласт 10 имеет Р₂ = 12,8 МПа.

Для предотвращения поглощения задавочной жидкости продуктивным пластом 5 с меньшим пластовым давлением (Р₁ = 3,5 МПа) перед закачкой в ствол скважины 1 задавочной жидкости осуществляют предварительную закачку временно блокирующей жидкости через интервалы перфорации 11 в призабойную зону 12 продуктивного пласт 5 с наименьшим пластовым давлением (Р₁ = 3,5 МПа).

В качестве временно блокирующей жидкости применяют обратную высоковязкую эмульсию плотностью 1200-1300 кг/м³, а объём временно блокирующей жидкости закачиваемой определяют исходя из высоты пласта с наименьшим пластовым давлением в расчёте 2 м³ на 1 м высоты пласта.

Рассчитывают объём временно блокирующей жидкости, т.е. обратной эмульсии (V_э) исходя из высоты пласта с наименьшим пластовым давлением в расчёте 2 м³ на 1 м высоты пласта по формуле:

V_э= k×h_п, (2)

где k – коэффициент, полученный опытным путём и учитывающий приемистость пласта (k=1,5-2), примем k=1,5;

h_п – высота продуктивногопласта снаименьшим пластовым давлением, м. Примем h=3м.

Подставляя значения в формулу (2) получим:

V_э= 1,5 ×3 = 4,5 м³

Готовят обратную эмульсию на базе производственного обслуживания и завозят на скважину в автоцистерне в объёме V_э=4,5 м³.

Например, применяют обратную эмульсию плотность ρ_э= 1200-1300 кг/м³, следующего состава:

- нефть – 32-42 %;

- раствор Са(NО₃)₂ – 55-65 %;

- эмульгатор – 3 %.

Нефть применяют по ГОСТ Р 51858-2020 Нефть. Общие технические условия.

Раствор Са(NО₃)₂ это кальция нитрат, кальциевая селитра, азотнокислый кальций — неорганическая соль азотной кислоты применяют по ГОСТ 2-85 Селитра аммиачная. Технические условия (с Изменениями N 1, 2, 3).

В качестве эмульгатора обратной эмульсии используют любой известный эмульгатор, например описанный в патенте RU № 2414290, МПК В01F 17/23, опубл. 20.03.2011 г.

Далее по формуле 3 производят расчёт плотности задавочной жидкости принимают глубину скважины до кровли пласта с наибольшим пластовым давлением 10 (Р₂ = 11,8 МПа) (см. фиг. 4 и 5):

(3)

где – плотность задавочной жидкости, кг/м³;

К - коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной:

К=1,1 - для скважин глубиной до 1200 м по вертикали (интервалов от 0 до 1200 м);

К=1,05 - для интервалов от 1200 м до кровли перфорированного пласта по вертикали;

Р_пл _. - пластовое давление, МПа;

g= 9,81 м/с²- ускорение свободного падения;

Н_кр. - глубина скважины до кровли пласта с наибольшим пластовым давлением, м;

L_удл. - удлинение скважины, м.

Например.

2.1 Глубина скважины до кровли пласта по вертикали: Н_кр. = 1700 м;

2.2 Глубина скважины до забоя по вертикали 1720 м - (К=1,05);

2.2 Р_пл. = 12,8 МПа;

2.3 L_удл. = 500 м.

Подставляя числовые значения в формулу 1 получим:

ρ _ж.г. = 1,05 × (12,8×10⁶)/(9,8× (1700 - 500) = 1143 кг/м³

Исходя из таблицы в качестве задавочной жидкости выбирают сточную (техническую) воду с 0,1 % моющего ПАВ, например МЛ81Б.

При расчёте плотности задавочной жидкости принимают глубину скважины до кровли продуктивного пласта 10 с наибольшим пластовым давлением (Р₂ = 12,8 МПа) (см. фиг. 4 и 5).

При глубине скважины 1700 м и с глубиной спуска подвески равной 1000 м.

При глубине скважины 1 до кровли пласта по вертикали: Нкр = 1700 м определим объём V задавочной жидкости для глушения скважины 1.

Например, для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм с толщиной стенки 7 мм объём одного метра высоты составляет 0,0182 м³. Тогда V = 0,0186 м³×1700 м = 31,62 м³, а в качестве задавочной жидкости, как указано выше выбирают сточную (техническую) воду с 0,1 % моющего ПАВ, например МЛ81Б.

На базе производственного обслуживания готовят V = 27, 3 м³ задавочной жидкости в качестве которой используют сточную (техническую) воду с 0,1 % моющего ПАВ, например МЛ81Б.

С помощью насосного агрегата 7 (см. фиг. 4) производят предварительный цикл закачки высоковязкой обратной эмульсии с плотностью, например ρэ = 1250 кг/м³, превышающей плотность расчётную плотность жидкости (1250 кг/м³ >1143 кг/м³). Закачку осуществляют в межтрубное пространство 6 скважины 1 при открытой затрубной 8 и трубной 9 задвижках. При достижении обратной эмульсией интервала подвески 2 трубную задвижку 9 на устье скважины закрывают.

Далее осуществляют первый цикл закачки задавливающий жидкости. Для этого с помощью насосного агрегата 7 (при открытой затрубной 8 и трубной 9 задвижках) через межтрубное пространство 6 скважины 1 производят закачку задавочной жидкости до нижнего конца подвески 2, т.е. до интервала: h₂ = H_кр-h₁ = 1700 м-1000 м= 600 м в объёме V₁ =0,0186 м³×700 м =13,03 м³.

Осуществляют технологическую выдержку в течение 3-4 часов, например в течение 3 часов.

В течение технологической выдержки происходит самоосаждение закачанной в скважину 1 в первом цикле задавочной жидкости, которая замещает скважинную жидкость ρ _ж. = 1143 кг/м³, при этом скважинная жидкость размещается над задавочной жидкости благодаря меньшей плотности чем задавочная жидкость (1143 кг/м³<1180кг/м³).

Производят второй цикл замены скважинной жидкости производя закачкой задавочной жидкостью от нижнего конца подвески 2 (h₁ =1000 м) до устья скважины 1. Для этого во втором цикле с помощью насосного агрегата 7 производят закачку задавочной жидкости при открытой затрубной 8 (см. фиг. 5) и трубной 9 задвижках по колонне НКТ 3 с циркуляцией жидкости через межтрубное пространство 6 скважины 1 на устье и в желобную ёмкость (на фиг. 4-5 не показано), не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну скважины 1, например 10 МПа.

Таким образом закачивают по колонне НКТ 3, оставшийся объём задавочной жидкости:

V₂ = V -V₁ = 31,62 м³- 12,74 м³ = 18,6 м³.

В результате замещают скважинную жидкость на задавочную жидкость. Технологический процесс глушения добывающей скважины завершен.

Технико-экономические преимущества способа по обеим вариантам.

Повышается эффективность глушения скважины, так как в процессе реализации в отличии от прототипа учитывают плотность задавочной жидкости, которая при глушении скважины является определяющим фактором, позволяющим заглушить скважину. Неверный подбор жидкости глушения не позволит эффективно заглушить скважину.

Объём закачки блокирующей жидкости определяют в зависимости от коэффициента, учитывающего приёмистость продуктивности пласта, что позволяет произвести оптимальный объём закачки блокирующей жидкости в пласт.

За счет применения в качестве задавочной жидкости пресной или сточной вод или раствора карналлитовой руды с добавками моющего поверхностно-активного вещества, выбранной путем осуществления оптимального подбора состава задавочной жидкости в зависимости от расчетной плотности задавочной жидкости, обеспечивается сохранение коллекторских свойств пласта (пластов) из-за оседания в нём компонентов блокирующей жидкости, закачанной в прискважинную зону пласта в процессе глущения скважины, так как блокирующая жидкость используется на нефтяной основе и в дальнейшем извлекается из продуктивного пласта после ремонта скважины в процессе освоения скважины.

Расширяется функциональная возможность реализации способа, так как способы можно использовать при наличии в скважине нескольких пластов с учетом пластовых давлений, так как нет необходимости блокировать прискважинную зону всех пластов.

Снижаются затраты на приготовление многокомпонентной блокирующей задавочной жидкости при реализации способов.

Предлагаемые способы глушения добывающей скважины позволяют:

- повысить качество глушения скважины;

- сохранить коллекторские свойства пластов;

- произвести глушение скважины с несколькими пластами с разными пластовыми давлениями;

- снизить затраты на приготовление блокирующей задавочной жидкости.

1. Способ глушения добывающей скважины, включающий спуск в скважину эксплуатационной подвески, состоящей из колонны труб и насоса, расположенного в скважине выше продуктивных пластов, закачку в скважину задавочной жидкости, отличающийся тем, что не более чем за 3 суток до глушения скважины определяют пластовое давление в каждом пласте скважины, определяют плотность задавочной жидкости в зависимости от пластовых давлений продуктивных пластов по формуле

где - плотность задавочной жидкости, кг/м³;

К - коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной:

К=1,1 - для скважин глубиной до 1200 м по вертикали (интервалов от 0 до 1200 м);

К = 1,05 - для интервалов от 1200 м до кровли перфорированного пласта по вертикали;

Р_пл _. - пластовое давление, МПа;

g = 9,81 м/с²- ускорение свободного падения;

Н_кр. - глубина скважины до кровли пласта с наибольшим пластовым давлением, м;

L_удл. - удлинение скважины, м,

2. Способ глушения добывающей скважины, включающий спуск в скважину эксплуатационной подвески, состоящей из колонны труб и насоса, расположенного в скважине выше продуктивных пластов, закачку в скважину задавочной жидкости, отличающийся тем, что не более чем за 3 суток до глушения скважины определяют пластовое давление в каждом пласте скважины, определяют плотность задавочной жидкости в зависимости от пластовых давлений продуктивных пластов по формуле

где - плотность задавочной жидкости, кг/м³;

К - коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной:

К=1,1 - для скважин глубиной до 1200 м по вертикали (интервалов от 0 до 1200 м);

К=1,05 - для интервалов от 1200 м до кровли перфорированного пласта по вертикали;

Р_пл _. - пластовое давление, МПа;

g = 9,81 м/с²- ускорение свободного падения;

Н_кр. - глубина скважины до кровли пласта с наибольшим пластовым давлением, м;

L_удл. - удлинение скважины, м,

в качестве задавочной жидкости применяют водный раствор поверхностно-активного вещества плотностью, соответствующей рассчитанной плотности задавочной жидкости, определяют объём задавочной жидкости для глушения скважины, при разнице между давлениями пластов более 3 МПа для предотвращения поглощения задавочной жидкости пластом с меньшим пластовым давлением сначала закачивают временно блокирующую жидкость в продуктивный пласт с наименьшим пластовым давлением, причём в качестве временно блокирующей жидкости применяют высоковязкую обратную эмульсию плотностью 1200-1300 кг/м³на нефтяной основе, а объём временно блокирующей жидкости определяют исходя из высоты пласта с наименьшим пластовым давлением в расчёте 2 м³ на 1 м высоты пласта, причем сначала производят предварительный цикл закачки высоковязкой обратной эмульсии с плотностью, превышающей расчётную плотность задавочной жидкости в межтрубное пространство скважины при открытой трубной задвижке на устье скважины, при достижении высоковязкой обратной эмульсией нижнего конца подвески насоса трубную задвижку на устье скважины закрывают, затем по межтрубному пространству добывающей скважины производят первый цикл закачки задавочной жидкости до нижнего конца подвески, при этом высоковязкая эмульсия попадает в пласт с наименьшим пластовым давлением и блокирует его, после чего осуществляют технологическую выдержку в течение 3-4 часов, затем производят второй цикл замены скважинной жидкости задавочной жидкостью от нижнего конца колонны труб до устья закачкой задавочной жидкости по колонне труб, не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну до выхода задавочной жидкости из межтрубного пространства на устье скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока в добывающей скважине и увеличение продуктивности добывающей скважины по нефти за счет эффективной гидрофобизации поверхности пористой среды пласта, эффективного блокирования высокопроницаемых интервалов пласта и высокой способности изменения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта для нефти.

Способ динамической матричной кислотной обработки карбонатного пласта // 2750806

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - интенсификация добычи нефти из скважин, эксплуатирующих карбонатные пласты с вязкостью нефти в пластовых условиях от 10 до 300 мПа*с, пластовой температурой до 40 °С и пластовым давлением не более 6 МПа, расстоянием до водонефтяного контакта не менее 4 м, улучшение фильтрационно-емкостных свойств и увеличение глубины и площади каналов растворения, повышение дебита.

Способ большеобъемной селективной кислотной обработки призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах // 2750171

Изобретение относится к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных пластов с применением селективных кислотных методов воздействия на призабойную зону пласта, сложенного карбонатными породами или терригенными породами с содержанием карбонатов более 15%. Технический результат - повышение эффективности большеобъемной селективной кислотной обработки БСКО призабойной зоны пласта, создание разветвленной сети флюидопроводящих каналов в виде червоточины по всей перфорированной толщине пласта, совместимость кислотного состава с пластовыми флюидами, предотвращение формирования и разрушения сладж-комплексов.

Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта // 2748198

Изобретение относится к разработке нефтяного месторождения и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, увеличения коэффициента вытеснения нефти путем вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных пластов, ранее не охваченных воздействием.

Разбавленные катионные понизители трения // 2747765

Эмульсия типа «вода в масле» и способ ее получения используются для обработки подземного пласта. Эмульсия типа «вода в масле» содержит: масляную фазу (O) в виде непрерывной фазы, содержащей инертную гидрофобную жидкость, и водную фазу (A) в виде дисперсной фазы отдельных частиц в масляной фазе, содержащую воду, водорастворимый полимер и по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество.

Состав для потоковыравнивающих работ в нагнетательных скважинах // 2747726

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для регулирования профилей приемистости нагнетательных скважин. Технический результат заключается в повышении блокирующей способности состава для высокопроницаемых горных пород за счет увеличения фильтрационных сопротивлений после гелеобразования.

Наноожижитель для быстрого переохлаждения горючего льда и способ для использования горючего льда // 2747127

Группа изобретений относится к разработке месторождений, содержащих горючий лед. Технический результат - безопасная, не разрушающая окружающую среду широкомасштабная долгосрочная и одновременно низкозатратная добыча газа метана из горючего льда.

Способ разработки нефтяного пласта // 2746635

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеизвлечения из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. Способ разработки нефтяного пласта включает закачку в пласт через нагнетательную скважину растворов силиката натрия, полиакриламида и наполнителя и отбор нефти через добывающие скважины.

Состав для увеличения нефтеотдачи пластов // 2746609

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к изоляции или ограничению водопритока к нефтяным скважинам с высоко неоднородными, трещиноватыми коллекторами. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов с низкой пластовой температурой за счет улучшения реологических свойств и тампонирующих характеристик используемого геля, образующего водоизолирующий экран.

Самоотклоняющаяся кислотная система // 2745681

Группа изобретений относится к способам применения гелеобразующих текучих сред для кислотной обработки пласта. Технический результат – получение эффективного отклоняющего агента для кислотных обработок при умеренных и повышенных температурах с возможностью уменьшения вязкости геелеобразующей текучей среды со временем при температуре пласта для легкой очистки.

Распределенная система и способ измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовых скважин // 2754408

Группа изобретений относится к добыче многофазных и/или многокомпонентных флюидов из нефтегазовых скважин и предназначено для измерения расходов фаз и/или компонент добываемых флюидов. Технический результат, достигаемый при реализации предлагаемого изобретения, заключается в обеспечении возможности использования результатов измерений расходов, полученных одним или несколькими измерительными устройствами, для создания и обновления предиктивных моделей, а также для оптимизации работы всей системы посредством составления расписания обучения и мониторинга необходимости технического обслуживания оборудования.