Введение 

     Жидкости глушения скважин (ЖГС) используют при проведении КРС и подземном ремонте скважин. В работе рассматриваются только калийсодержащие ЖГС, для приготовления которых используют калий хлорид и калий карбонат [1,2]. При их диссоциации образуются так называемые истинные растворы, в которых  частицы растворенного вещества состоят из отдельных молекул.

     В сервисных компаниях США  для глушения газовых скважин повсеместно используют раствор калия хлорида, а для достижения плотностей ЖГС свыше 1400 кг/м³ используют раствор кальция хлорида, обогащенного тяжелыми металлами, который привозят в автотермостстах из нефтеперерабатывающих заводов непосредственно к скважине.

   Применение калия карбоната (поташа) K₂CO₃  позволяет увеличить проницаемость глинистых песчаников за счёт высокой активности ионов калия и невысоким по сравнению с ионом хлора гидратным числом СО₃^-2 , поэтому при ионообмене с глинистыми минералами поташ обеспечивает уменьшение толщины гидратных оболочек и тем самым способствует повышению пористости и увеличению проницаемости заглинизированных песчаников. Введение его в состав комплексонов НТФ и ОЭДФ способствует дальнейшему уменьшению толщины гидратных оболочек и тем самым обеспечивает уменьшению толщины гидратных оболочек. Солевые растворы на основе комплексонов и поташа отличаются низкой коррозионной активностью. В качестве жидкости глушения не снижают проницаемость песчаников.

2. Характеристики реагентов и жидкостей глушения скважин

    КАЛИЯ ХЛОРИД КСl (potassium chloride), бесцветные кристаллы с кубической решеткой (а = 0,629 нм, z = 4, пространственная группа Fm3m); при 298 °С и 1,95 МПа образуется кубическая модификация типа CsCl; температура плавления 771 °С, температура кипения около 1500°С; плотность 1,989 г/см³.

     Растворимость в воде (г в 100 г): 28,1 (0°С), 34,3 (20 °С), 40,3 (40 °С), 56,2 (100°С). Температура плавления эвтектики (24,6 г КСl в 100 г Н2О) -10,7°С; т. кип. насыщенного водного раствора (58,4 г КСl в 100 г Н₂О) 108,59 °С. Плохо растворим в жидком аммиаке NH³ и метаноле.

     Калия хлорид встречается в природе в виде минерала сильвина. Сырье для получения калия хлорида - природный сильвинит (смесь сильвина с галитом NaCl), содержащий обычно 20-40% КСl, а также минерал карналлит КСl.МgСl2.6Н2О.

     КАЛИЯ КАРБОНАТ (поташ) К₂СО₃ (potassion carbonate), бесцветные кристаллы моноклинной сингонии (а = 0,564 нм, b = 0,980 нм, с = 0,688 нм, b = 98,8°, z = 4, пространственная  группа P21/c); плотность 2,44 г/см , при 420 °С переходит в гексагoнальную модификацию (при 425 °С а = 0,571 нм, с = 0,717 нм, плотность 2,27 г/см³); температура плавления 891 °С; Растворимость в воде (г в 100 г): 105,5 (0⁰ С), 110,5 (20 °С), 155,7 (100 °С). Образует гидраты с 5, 1,5 и 0,5 молекулами воды, полностью обезвоживающиеся при 150-160°С. В водных р-рах реагирует с СО₂, давая КНСО₃, с SO₂  образует KHSO₃ и СО₂.

     Производят калия карбонат   карбонизацией растворов КОН (получаемых электролитически) или суспензии MgCO₃ в растворе КСl, а также как побочный продукт при переработке нефелина в глинозем. В значительных количествах К₂СО₃ содержится в растительной золе. Карбонат калия - компонент шихты в производстве оптического стекла, поглотитель H₂S при очистке газов, обезвоживающий агент.

 Зависимость плотности раствора KCL (20⁰C) от его содержания приведена в табл.1.

Таблица 1

Зависимость плотности раствора KCL (20⁰C) от его содержания

Здесь А – температурный коэффициент, позволяющий определить плотность раствора при любой температуре t в зависимости от величины плотности при реперной температуре (20⁰С) ρ_t=20 по формуле

     В табл.2  приведены значения плотности раствора KCl в зависимости от его концентрации и температурных условий.

Таблица 2

Зависимость плотности раствора KCl от концентрации и температуры

     Температура замерзания раствора калия хлорида в зависимости от концентрации приведена в табл.3.

Таблица 3

Температура замерзания раствора калия хлорида в зависимости от концентрации

Зависимость плотности раствора K₂CO₃ (20⁰C) от его содержания приведена в табл.4.

Таблица 4

Зависимость плотности раствора K₂CO₃ (20⁰C) от его содержания

  В табл.5  приведены значения плотности раствора K₂CO₃ в зависимости от его концентрации и температурных условий.

Таблица 5

Зависимость плотности раствора K₂CO₃ от концентрации и температуры

2. Определение превышения гидростатического столба жидкости глушения относительно кровли пласта с учётом глубины скважины

Минимальное превышение гидростатического столба жидкости глушения относительно кровли пласта с учётом глубины скважины приведены в табл.6 [3].

Таблица 6

Превышение гидростатического давления  над пластовым

 при глушении скважины

К указанным в табл.6 данным репрессии добавляется величина произведения  АхК_ан, где А – коэффициент, учитывающий колебания гидростатического давления при спускоподъемных операциях; К_ан – коэффициент аномальности пластового давления по отношению к гидростатическому при плотности воды 1 г/см³. Коэффициенты учитываются при глубинах, превышающих 1000 м.

При диаметре ствола скважины d£215,9 мм А=5; при диаметре ствола скважины d³215,9 мм А=3.

Зная пластовое давление и глубину залегания кровли газового пласта, и глубину залегания кровли газонапорного пласта, определяют необходимую плотность жидкости глушения по формуле:

 где r_жг – плотность жидкости глушения, кг/м³; К – коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной (К=1,15); р_пл – пластовое давление, МПА; Н_пл – глубина залегания пласта, м;  g – ускорение свободного падения, (9,81 м/с²). Например, при глубине залегания газового пласта 960 м и р_пл =9,5 Мпа плотность жидкости глушения составит  

3. Расчёт глушения скважины

Необходимые данные:

• Глубина залегания газоносного пласта;
• Пластовое давление;
• Диаметр обсадной колонны и толщина колонны;
• Допустимое внутреннее давление;
• Диаметр НКТ, толщина её стенки и длина НКТ;
• Плотность надпакерной жидкости;
• Плотность жидкости глушения.

Рассчитывают:

• Объём межтрубного пространства;
• Внутренний объем НКТ;
• Общий объём жидкости в скважине;
• Гидростатическое давление от высоты столбов и плотностей этих жидкостей по формуле:

        На основании всех исходных данных рассчитываются в гидродинамических условиях при даной производительности (Q л/с) насосных агрегатов величины забойного давления (р_заб) и его составляющих, включая величину противодавления, создаваемого регулируем штуцером (р_шт) , значение репрессии на пласт (р_р), давление на насосном агрегате (р_нас) в каждый момент при прокачке определенного объёма жидкости (V_i).Где р_гс – гидростатическое давление, Мпа; L – высота столба жидкости, м; r - плотность жидкости, г/см³.

         Для расчёта гидравлических сопротивлений при прокачке жидкости через скважину (р_скв=р_нкт+р_кп) и штуцер (р_шт) в процессе глушения скважин, а также при плавном запуске и освоении скважин используют следующие зависимости:

Где р_нкт, р_кп, р_шт – гидравлические сопротивления в НКТ, кольцевом пространстве, штуцере при прокачке жидкости (при данной производительности насоса); 8,26 – переводной коэффициент размерности; l - коэффициент трения (l=0,02-0,03); r_ж – плотность жидкости, г/см³; L_нкт – длина колонны НКТ,м; d_вн – внутренний диаметр колонны НКТ, см; q – производительность насосного агрегата, л/с; К_нп – опытно-промысловый коэффициент (К_нп=2-2,3); L_скв – длина скважины, м; D_вн – внутренний диаметр обсадной колонны, см; d_н – наружный диаметр НКТ, см; g- ускорение свободного падения (g =9,81м/см²); f_шт – площадь сечения штуцера, см² ; a_шт – коэффициент при прокачке жидкости через штуцер (a_шт = 0,85-0,9).   В которые введен разработанный ВНИИКРнефть коэффициент К_нп на основе промысловых данных:

      Значения забойных давлений в гидростатических условиях при прокачке через затрубное пространство определяются из уравнения:

А при прокачке через НКТ из уравнения:

Где р_гс – гидростатическое давление при меняющихся высотах столбов закачиваемой и вытесняемой жидкости, Мпа;

р_нкт , р_кп – гидравлические сопротивления в НКТ и межтрубном (кольцевом) пространстве, Мпа; р_шт – гидравлическое сопротивление (противодавление), создаваемое штуцером, согласно расчётным данным, МПА.

Значения меняющихся давлений на насосном агрегате (р_нас) в гидродинамических условиях определяются из уравнения:

Где р_скв – гидравлическое сопротивление при прокачке жидкости через скважину, Мпа: