Проведение расходометрии в компоновке орз

Рис. 3.5

3.4 Рекомендации по применению жидкостей глушения

Одним из важнейших факторов увеличения эффективности эксплуатации скважин является применение новых разработок в области глушения скважин.

Технологические жидкости глушения (ЖГ) на водной основе оказывают негативное влияние на коллекторские свойства низкопроницаемых пластов.

Альтернативными жидкостями являются составы на углеводородной основе и гидрофобно-эмульсионные растворы (ГЭР), внешняя фаза которых представлена неполярной средой.

Как свидетельствуют отечественный и зарубежный опыт использования различных жидкостей в процессах глушения скважин, наиболее эффективными и технологичными являются жидкости глушения (ЖГ) на основе обратных эмульсий, характеризующиеся определенными структурно-механическими и реологическими свойствами.

Технология применения обратных эмульсий предусматривает полную замену скважинной жидкости на обратную эмульсию или частичную замену на участке от забоя скважины до подвески насоса.

С целью повышения эффективности глушения и освоения таких скважин разработан способ глушения, включающий последовательную закачку в призабойную зону буферного раствора, блокирующей жидкости и жидкости глушения.

Усовершенствованный способ предусматривает закачку буферного раствора, представляющего собой углеводородный раствор, который содержит неионогенный ПАВ. Так как раствор обладает низким поверхностным натяжением, он проникает как в высоко-, так и в низко-проницаемые пропластки и при контакте с водой образует в порах пласта микроэмульсии с повышенной вязкостью, тем самым блокируя их. Кроме того, буферный раствор выполняет роль растворителя и диспергатора газа.

Вслед за буферным раствором закачивается блокирующая жидкость, в качестве которой используется ГЭР, содержащий нефть, солевой раствор, эмульгатор и стабилизатор. Противодавление на пласт обеспечивается жидкостью глушения, в качестве которой используется подтоварная минерализованная вода или солевой раствор.

При пуске скважины в эксплуатацию пластовая нефть смешивается с внешней нефтяной фазой ГЭР, разрушая его, после чего ГЭР легко выносится из пласта. Вместе с буферным раствором, содержащим ПАВ, из ПЗП удаляются мелкодисперсные глинистые частицы, в результате восстанавливаются фильтрационные свойства пласта.

Применение данной технологии глушения скважин позволяет полностью исключить время освоения и выхода скважины на режим с первоначальным дебитом, предшествующим глушению.

Для глушения скважин, коллектор которых сложен глинистыми минералами, рекомендуется использовать жидкости глушения комплексного состава.

В качестве ингибирующей добавки используют соли: хлорид калия или хлорид аммония. В качестве органического растворителя применяют низшие алифатические спирты, гликоли, ацетон. Разработка состава для глушения защищена патентом Российской Федерации № 2115686.

Коррозионная активность водных растворов неорганических солей увеличивается с уменьшением рН и при разбавлении ЖГ пластовыми водами.

Дополнительным фактором, способствующим появлению локальной коррозии является отложение на поверхности металла водонерастворимых солей СаSO₄, CaCO₃.

Для снижения солеобразования и коррозионной активности имеются:

• амифол (ТУ6-29-20-195-910) – смесь аммонийных солей следующих кислот: нитролотриметилфосфоновой, фосфористой и соляной;

• ОЭДФ (ТУ6-29-20-54-79) – оксиэтилендифосфоновая кислота;

• НТФ (ТУ6-09-5283-85) – нитридотриметилфосфоновая кислота.

Концентрация должна быть 0,01–0,02 % при содержании ионов НСО₃^- в пластовой воде 1000 мг/л.

Для глушения низкопродуктивных коллекторов целесообразна обработка ЖГ неионогенными и катионактивными ПАВ или их композициями. Из многочисленных реагентов наиболее эффективными является ПДК-0515 – ПАВ комплексного действия и гидробизирующий реагент ГКЖ-11.

Таким образом, для снижения отрицательного влияния ЖГ на продуктивность коллектора целесообразно:

• обеспечивать при глушении минимальную депрессию на пласт подбором плотности ЖГ, учитывая фактические пластовые давления;

• очищать ЖГ от твердых частиц до 0,01 % или отстоем или с применением фильтр-прессов;

• ввод в ЖГ ингибирующих добавок с целью снижения увлажняющей способности до П_о = 0,02-0,03 м/ч;

• обеспечивать коррозионную инертность по отношению к металлу труб ингибиторами амифол, ОЭДФ или НТФ;

• обеспечивать гидрофобизирование поверхности поровых каналов призабойной зоны пласта 0,01 % ПАВ ПДК-0515 или ГКЖ-11.

Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предварительного глушения допускается на скважинах, оборудованных глубинными клапанами-отсекателями и на месторождениях с горно-геологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины.

Для проведения текущих и капитальных ремонтов скважин Покровского месторождения без предварительного глушения, необходимо их оборудовать глубинными клапанами-отсекателями. Техническая характеристика некоторых клапанов-отсекателей представлена в таблице 3.1.

Таблица 3.1