• Vassernom
• 25 Dec 2024
• Производство, промышленность
• 47 Прочтений
• 0 Комментариев

Очистка призабойной зоны

Технология глушения скважин с одновременной обработкой призабойной зоны продуктивного пласта.

Эта технология предназначена для очистки призабойной зоны продуктивного пласта от смолистых, асфальтеновых и парафинистых отложений в процессе глушения и подземного ремонта скважин. Преимуществом данной технологии является то, что она позволяет равномерно обрабатывать разнородный по проницаемости продуктивный пласт по всей толщине. Кроме того, обработка призабойной зоны пласта совмещена с текущим ремонтом скважины.

Технология глушения скважин с одновременной обработкой призабойной зоны продуктивного пласта предусматривает применение продавочной жидкости, обладающей способностью растворять парафинистые отложения. В качестве такой жидкости используют обратную эмульсию, содержащую углеводородный растворитель. Лучшие показатели дает применение обратной эмульсии следующего состава (объемная доля, %): нефть (товарная) — 24,5; углеводородный растворитель (широкая фракция легких углеводородов) — 25; эмульгатор (ЭС-2) — 0,5; водный компонент (пластовая вода типа девонской или водный раствор СаСl₂) — 50. При необходимости в состав обратной эмульсии можно вводить твердый утяжелитель (барит, сидерит, гематит и т.д.). При таком составе обратная эмульсия обладает такой же растворяющей способностью как чистый углеводородный растворитель, а показатели ее свойств регулируются в широком диапазоне: условная вязкость 50-200 с; плотность 900-1500 кг/м³.

Особенностью технологии глушения скважин с одновременной обработкой призабойной зоны пласта является обязательное полное замещение жидкости в скважине указанной обратной эмульсией.

В зависимости от приемистости продуктивного пласта такое замещение можно осуществить двумя способами: при наличии приемистости жидкость в скважине замещают до глубины, соответствующей спуску насосно-компрессорных труб, с последующим продавливанием подаваемой насосом жидкости в пласт; при отсутствии приемистости глушение скважины обратной эмульсией на глубине, соответствующей спуску НКТ; спуск НКТ до забоя с последующей промывкой скважины обратной эмульсией.

Высокая эффективность применения данной технологии по сравнению с обработкой призабойной зоны чистым углеводородным растворителем объясняется тем, что в пласт фильтруется не обратная эмульсия, а только отделяющийся от нее углеводородный растворитель. При этом фильтрация растворителя одинакова как в высокопроницаемые, так и низкопроницаемые участки пласта. Кроме того, продавочная жидкость за время проведения подземного ремонта растворяет отложения, которые образовались на стенках обсадной колонны, НКТ и насосного оборудования. Благодаря тиксотропным свойствам обратная эмульсия, в которой растворилась часть отложений, удерживает нерастворившуюся их часть во взвешенном состоянии. После ремонта обратную эмульсию откачивают в систему сбора нефти.

Применение новой технологии позволяет исключить работы, связанные с освоением скважин в послеремонтный период, и поддерживать стабильные темпы текущей добычи нефти.

Экономический эффект на одну скважину составляет не менее 1,5 тыс. руб (по данным 1984 года).
Разработчик: ТатНИПИнефть (423200, ТатАССР, г. Бугульма, ул, М. Джалиля, 32).
Внедряющая организация: ПО «Татнефть» им. В. Д. Шашина (423400, ТатАССР, г. Альметьевск, ул. Ленина, 75)

***

Well killing technology with simultaneous treatment of the bottomhole zone of the productive formation.

This technology is designed to clean the bottomhole zone of the productive formation from resinous, asphaltene and paraffin deposits during well killing and underground repair. The advantage of this technology is that it allows for uniform treatment of a productive formation with different permeability throughout its entire thickness. In addition, the treatment of the bottomhole zone of the formation is combined with the current repair of the well.

The well killing technology with simultaneous treatment of the bottomhole zone of the productive formation involves the use of a squeezing fluid that has the ability to dissolve paraffin deposits. An invert emulsion containing a hydrocarbon solvent is used as such a fluid. The best results are achieved by using an invert emulsion of the following composition (volume fraction, %): oil (commercial) - 24.5; hydrocarbon solvent (wide fraction of light hydrocarbons) - 25; emulsifier (ES-2) — 0.5; water component (formation water such as Devonian or aqueous solution of CaCl₂) — 50. If necessary, a solid weighting agent (barite, siderite, hematite, etc.) can be added to the inverse emulsion. With this composition, the inverse emulsion has the same dissolving capacity as a pure hydrocarbon solvent, and its properties are regulated over a wide range: conditional viscosity 50-200 s; density 900-1500 kg/m³.

A feature of the well killing technology with simultaneous treatment of the bottomhole formation zone is the mandatory complete replacement of the fluid in the well with the said inverse emulsion.

Depending on the injectivity of the productive formation, such replacement can be carried out in two ways: if there is injectivity, the fluid in the well is replaced to a depth corresponding to the lowering of the tubing, with subsequent squeezing of the fluid supplied by the pump into the formation; in the absence of injectivity, killing the well with a reverse emulsion at a depth corresponding to the lowering of the tubing; lowering the tubing to the bottomhole with subsequent flushing of the well with a reverse emulsion.

The high efficiency of this technology compared to treating the bottomhole zone with a pure hydrocarbon solvent is explained by the fact that it is not the reverse emulsion that is filtered into the formation, but only the hydrocarbon solvent that separates from it. In this case, the filtration of the solvent is the same in both high-permeability and low-permeability sections of the formation. In addition, during the underground repair, the squeezing fluid dissolves the deposits that have formed on the walls of the casing, tubing and pumping equipment. Due to the thixotropic properties, the reverse emulsion, in which part of the deposits have dissolved, holds their undissolved part in a suspended state. After repair, the reverse emulsion is pumped into the oil collection system. The use of new technology allows eliminating work related to well development in the post-repair period and maintaining stable rates of current oil production.

The economic effect per well is at least 1.5 thousand rubles (according to 1984 data).
Developer: TatNIPIneft (423200, Tatar ASSR, Bugulma, ul. M. Dzhalilya, 32).
Implementing organization: PO Tatneft named after V. D. Shashin (423400, Tatar ASSR, Almetyevsk, ul. Lenina, 75)

***