Расчет глушения скважины: цели и задачи его применения

Методика расчета глушения скважины с применением специального раствора

Операция глушения скважин имеет основную задачу, связанную с обеспечением специальных условий работы при бурении скважин ремонтными или буровыми бригадами.

Схема разновидностей скважин на воду.

Очень важно, чтобы данные условия были безопасными, а нефтегазовые выбросы своевременно предотвращались.

Подготовительные работы

Решить проблему следует при использовании специальных составов, позволяющих осуществлять глушение скважинных залежей пластов. Они дают возможность создать на забое необходимое давление, уровень которого выше, чем у пластового.

Схема расстановки оборудования для глушения скважины.

Причем специально для данной цели используют водные растворы с добавлением загустителей либо минеральной соли.

В целом подготовку забоя скважины следует проводить с целью повторного вскрытия, чтобы обрабатывать призабойную зону либо осуществлять проведение ремонтных работ. При этом производится заполнение каждого ствола специальной жидкостью, которая необходима для глушения пластов.

Процесс выполнения работ в забое, связанный с заменой воды, сводится к осуществлению промывки всего ствола. Вместе с тем учитывается показатель НКТ до уровня забоя, который является допустимым.

Должна учитываться и поочередная подмена воды на участке забоя, отмечаемом как «устье-насос». Используют специально подготовленный раствор, которой наполняется весь ствол. По этой причине необходимо обеспечить нормальные условия для контроля технологических характеристик используемой жидкости с учетом ее плотности.

Технологические особенности

Выделяют главные цели, а также задачи, связанные с осуществлением операций по глушению скважин на основе важных характеристик используемой жидкости:

Состав и максимальные значения плотности чистых рассолов для глушения.

• она должна позволять установить на забое необходимый уровень давления, которое не выше, чем пластовое;
• ее состав является инертным к пластовой породе с точки зрения химического воздействия на породу;
• порода в забое должна быть совместима с раствором глушения, что позволяет исключить процесс кольматации пор пластов скважины частицами с жесткой структурой;
• содержание взвешенных частиц не может превосходить 30 мг/л;
• глинистые частицы должны подвергаться ингибирующему воздействию при наличии фильтрата состава глушения, что позволит предупредить набухание частиц при установке определенного уровня рН воды в пластах скважины;
• специальная жидкость не может являться барьером;
• за счет нее обеспечивается гидрофобизация коллекторов, происходит понижение пластового давления капилляров, снижение межфазного натяжения, характерного для границы раздела фаз, где требуется процесс гидрофобизации;
• характеристики исследуемой жидкости исключают ее поглощение пластами;
• оборудование для бурения не может подвергаться воздействию специальной жидкости;
• процесс коррозии происходит со скоростью ниже 0.12 мм/год.

В условиях высоких температур качественная жидкость глушения характеризуется свойством термостабильности и морозостойкости в холодный сезон. Свойства горючести не являются приемлемыми для состава специального раствора, для нее характерна взрывопожаробезопасность, нетоксичность.

Методика проведения расчета

Объем жидкости

Проводить расчет глушения скважинных залежей пластов можно при выполнении установленных этапов. При этом следует соблюдать соответствующие меры безопасности. Чтобы верно определить объем раствора, используемого в процессе осуществления глушения, следует вычислить V скважинного столба внутри.

Обязательно следует учесть не только величину объема насосно-компрессионных труб, но и толщину их стенок, учитывается и величина глубины спуска.

Чтобы определить объем (V) жидкости, проводятся следующие расчеты:

Зависимость плотности и температуры застывания раствора от массовой концентрации различных солей.

V жг = (V эк — V нкт — V шт)*Кз,

где V эк = (п D2 /4)*H — показатель объема для эксплуатационных колонн скважины (ЭКС), м³;

Н — показатель глубины столба, м;

D — значение диаметра колонны (внутреннего), м;

Кз — уровень коэффициента запаса;

V нкт — объем специального раствора, который вытесняется металлом насосно-компрессионных труб, м³;

V нкт = (пх(d — d 1)/ 4) х Hсп,

где d, d 1 — величины диаметра, как внутреннего, так и внешнего, относящиеся к НКТ, м;

Н сп — уровень глубины для спуска насоса, м;

V шт — объем, который вытесняет материал штанг (металл), куб.м (при их наличии).

Отклонения при плотности жидкости глушения.

Рассмотрим пример расчета раствора глушения скважин.

Даны размеры поперечника ЭКС и НКТ в скважине D н = 146 мм (D = 126 мм) и d = 73 мм (d 1 = 62 мм).

Значения глубины скважины и спуска соответственно равны ВНК Н = 2604 м и Нсп = 2435 м. Следует сделать расчет объема, который занимает НКТ: Vнкт = 2435х3.14х(0.0732 — 0.0622)/ 4 = 2.84 куб.м.

Необходимо вычислить объем места ЭКС (внутреннего): V эк = 2604х3.14х0.1262 /4 = 32.45 куб.м. Следует сделать расчет объема жидкости глушения скважин: V жг = 1.1х2.84 + 32.45) = 38.8 куб.м.

Если поглощение раствора глушения скважины пластами гораздо больше, чем требуется, то необходимо применять блокирующий состав.

Плотность для раствора глушения

Для вычисления плотности берут за основу расчет, применяемый при расчете давления, зависящего от столба раствора, которое превышает существующее давление пласта согласно установленным требованиям. Они не должны допускать наличия отклонений уровня плотности раствора от предусмотренных планом значений больше чем на ± 20 кг/куб.м.

Диаграмма давлений в трубном (1 — 5) и затрубном (а — k) пространствах при глушении методом бурильщика при наземном расположении ОП.

Коррозийное давление раствора должно быть на низком уровне. Жидкость глушения должна обладать свойством термостабильности, когда не происходит ее кристаллизация на поверхности пласта в зимний период. В процессе изготовления и применения раствора должна соблюдаться технология.

Необходимо специальное регулирование показателя плотности и вязкости жидкости. Если нефтяное или газовое месторождение имеет участки, где содержится сероводород, то специальная жидкость должна иметь нейтрализатор данного вещества. Выбирать состав следует в соответствии с уровнем качества твердой фазы, учитывая технологические условия и горно-геологические особенности работы забоя скважины.

Чтобы полностью заменить жидкость глушения в цикл, равный 1, следует рассчитать величину удельного веса: pж = P пл х (1 + П) / Н х 0,098,

рж — значение плотности скважинной жидкости, г/куб.см;

Р пл — показатель давления пласта, МПа.

Н — длина расстояния от ВНК пласта до скважинного устья, м.

П — показатель, связанный с безопасностью работ, производительностью и газосодержанием, определяемый глубиной ствола скважины.

Рассмотрим специальный расчет для определения плотности скважинной жидкости. Имеется расстояние по вертикали от устья ствола до ВНК Н = 2500 м. Давление (пластовое) составляет Р = 270 МПа. Уровень безопасности связан с показателем 0.05, рж = 270х(1 + 0.05 ) / 2500х0.098 = 1.157 г/куб.см.

Требование к процессу

Глушить скважины за один цикл можно при наличии условий:

Диаграмма давлений в трубном (1 — 5) и затрубном (а — k) пространствах при глушении скважины с ППБУ методом бурильщика.

1. При НКТ, которые опущены до промежутка перфорации либо содержатся не выше 100 м от него, осуществляют заглушку за 1 цикл.
2. Скважины, интенсивно используемые с УЭЦН, смонтированные выше 100 м от промежутка перфорации, при соблюдении в скважине условия высокого уровня приемистости и способности к продавке воды, которая расположена ниже.
3. При достаточно высоком уровне (больше 50%) обводненности, при условии, что скважина находилась в закрытом состоянии больше 2-ух суток.

Возможно применение метода глушения наименьшим объемом с большим удельным весом жидкости для заглушки. Физический смысл расчетов состоит в том, что при неподвижности находящегося в скважине флюида осуществляется расслоение пластовой жидкости и нефти. По умолчанию принимается, что при закрытом состоянии в столбе скважины вышло расслоение на фракции скважинной воды, а жидкость под насосом представляется в качестве пластовой воды.

Заглушка осуществляется в 1 цикл, а специальная жидкость для этой цели берется при наличии завышенной плотности. Заглушка связана с большим удельным весом, но наименьшим объемом. Метод заглушки допускается, если:

Схема щадящего глушения скважин.

• время простоя скважины в закрытом состоянии превосходит 48 часов;
• обводненность скважинной продукции > 50%.

Необходимо высчитать плотность раствора глушения на объем скважины спуска ЭЦН, при котором будет создаваться необходимое гидростатическое давление столба воды с показателем безопасности.

Раствор, который является тяжелым, в процессе его оседания будет перемешиваться с пластовой водой, находящейся ниже приема насоса до удельного веса, используемого планом работ. При всем этом необходимо понять, что долив скважины в процессе подъема инструмента необходимо создавать удельным весом раствора глушения, усредненного по всей скважине.

pж = (P пл х (1 + П) — Р н ) / Н х 9.8 х 10.6, где:

pж — плотность скважинной жидкости глушения, кг/куб.м;

Рн — показатель давления, относящийся к столбу пластовых вод, которые расположены ниже уровня насоса, МПа;

Рпл — величина давления (пластового), МПа;

Н — размер расстояния от устья столба скважины до отметки ВНК, м;

П — показатель безопасности выполнения работ;

g — убыстрение свободного падения, м/с.

Пример

Имеются следующие данные:

Схема глушения скважин, оборудованных ШГН, с опрессовкой НКТ.

1. Величина давления скважинного пласта — 27,4 МПа.
2. Параметр безопасности — 0,05.
3. Величина глубины при спуске насоса — 2200 м.
4. Размер расстояния, измеряемого от устья до отверстия (верхнего) перфорации — 2500 м.
5. Значение плотности скважинной жидкости pж — 1020 кг/куб.м.

Отсюда вычислим давление, которое создает поднасосная жидкость, оно равно:

Рн = 1020 х 9,8 х (2500 — 2200) = 2998800 Па = 3,00 МПа. Отсюда скважинная жидкость обладает следующим уровнем плотности: рж= (27,4 х (1 + 0,05) — 3,03) / 2500 х 9,8 х 10-6 =1050,61 кг/м³.

Рассмотрим пример вычисления плотности жидкости глушения, имея следующие данные. Жидкость, используемая для заглушки скважины, обладает плотностью 1020 кг/м³. Выявлено лишнее скважинное давление, равное 2.4 МПа. Сделаем расчет плотности скважинной жидкости для заглушки при расстоянии от устья до ВНК пласта, равном 2350 м. Рзаб= р*g*H = 1020*9.8*2350*10-6 = 23.49 МПа.

рж = (2.4 + 24,73)*1,05 / 2350*9,8*10-6 = 1188 кг/м³. Спецтехнологии приготовления жидкости глушения и ее применения должны обеспечивать простоту изготовления и регулирования приемлемыми характеристиками создаваемой жидкости. Это должно исключать возникновение в скважинах различных аварий и осложнений.

Особенности методов расчета глушения скважины

Глушением скважины называется процесс, который направлен на создание обратного давления на горные пласты и прекращение появления флюида породы. Расчет глушения скважины, цели и задачи которого состоят в обеспечении особых условий при ее бурении, производится на стадии до текущих ремонтных работ либо до капремонта скважины. Главным требованием считается соблюдение правил безопасности производства, а также предупреждение выбросов энергоресурсов (нефти и газа) в процессе работы.

Основные особенности процесса

Глушение скважины может производиться несколькими методами: чаще всего для этого используют специальные жидкости или пену. Благодаря этим веществам можно создать нужный уровень давления в забое, который превысит показатель пластового. Растворы могут быть на водной основе с содержанием солей или элементов для придания определенной густоты, а в качестве пены применяются двух- и трехфазные составы.

Замена жидкости в забое приводит к промыванию всей скважины, при этом обязательно нужно учесть в расчетах показатели насосно-компрессионных труб до максимально допустимого уровня. Требуется принять во внимание при расчете и замену жидкости на участке устья, которая осуществляется по очереди; при этой работе применяется раствор, которым заполняется вся скважина. Необходимо внимательно отнестись к качеству раствора, его физиологическим характеристикам (плотность, состав и т.д.), равно как и при использовании пены.

Ключевые требования к растворам для глушения скважин

Среди основных требований, которые выдвигаются к жидкостям, используемым в глушении скважин, можно назвать следующие:

• Степень попадания фильтруемых частиц, в том числе твердого субстрата, в призабойный участок горной породы должна быть минимальной. Процент содержания взвесей должен быть менее 30 мг на литр раствора.
• Контакт с водами в горном пласте не должен нарушать стабильность жидкости.
• Удаление твердых частиц должно происходить наиболее легким методом.
• Фильтруемое вещество не должно контактировать с глиной в зоне коллектора.
• В пористой части пласта не должны образовываться осадки.
• Давление жидкости не должно разрушать целостность армирующих элементов и обсадных труб.

Если в ходе метода расчета глушения скважины нужно улучшить либо воссоздать необходимые свойства ствола, жидкость может иметь в составе добавки, которые могут снизить натяжение на пограничной полосе с нефтяным продуктом, усилить водоотталкивающую функцию, снизить процент водного насыщения и т.д. Это могут быть различные реагенты или поверхностно-активные вещества, а также ингибиторы. Благодаря использованию таких растворов можно уменьшить время вывода скважины в режим готовности, увеличить полезный объем добываемого продукта, во многом по причине снижения процента содержания воды.

Цели расчетов и задачи процесса

При осуществлении работы по расчетам и глушению нефтяной скважины необходимо определить ряд целей и задач, которые актуальны при работе с жидкостями:

• По составу и плотности раствор не может повлиять на состав породы. При этом горный пласт не должен быть несовместимым с жидкостью, в противном случае при глушении произойдет образование осадка.
• Частицы глинистого слоя должны ингибироваться, и состав жидкости должен содержать фильтрат, благодаря чему при повышении уровня воды в стволе не возникнет риска разбухания этих частиц.
• Жидкость для глушения не выполняет функции преграды.
• Растворы не должны влиять на состояние техники для глушения и бурения скважин.
• Раствор не должен впитываться в почву: он служит для гидрофобизации, уменьшения натяжения и других эффектов.
• Коррозийный эффект может протекать с интенсивностью менее 0,15 мм за год.

При повышенном температурном режиме раствор с качественным составом имеет свойства устойчивости к перепадам температур, а также морозостойкости, что актуально в осенне-зимний период. Кроме того, жидкость не должна иметь токсичных элементов в составе, она должна быть огнестойкой и безопасной с точки зрения подверженности взрывам.

Вычисление объема растворов

Чтобы произвести методы расчета глушения скважин для горных пластов под нефтяную скважину, необходимо провести несколько действий; важно также соблюсти требования правил по безопасности. Для правильного вычисления объема жидкости, которая нужна для глушения, нужно узнать объем самого столба. При этом берется во внимание не только объем НКТ, но и толщина трубочных стенок, а также глубина, на которую их предстоит опустить.

При вычислении объема жидкости необходимо произвести нижеописанные методы расчетов.

V жг = (V эк – V нкт – V шт)*Кз

По этой формуле:

• V эк = (п D2 /4)*H – уровень объема жидкости для скважинных эксплуатационных колонн, измеряемый в кубометрах.
• Н – определитель скважинной глубины, измеряется в метрах.
• D – внутренний диаметр скважинной колонны.
• Кз – показатель коэффициента запаса.
• V нкт – объем особого раствора, который выходит на поверхность при погружении НКТ;

измеряется в кубометрах.

V нкт = (пх(d – d 1)/ 4) х Hсп

По данной формуле:

• d, d 1 – диаметр насосно-компрессионных труб (внешний и внутренний показатели).
• Н сп – глубина, на которую спускается насосное оборудование.
• V шт – вытесняемый объем при погружении металлических предметов (может отсутствовать).

Эффекты отклонений при изменениях в плотности раствора

При чрезмерном впитывании жидкости, которая используется при глушении нефтяной скважины, требуется использовать специальные средства для блокировки данного эффекта. При этом нужно вычислять плотность раствора, для чего берется метод расчета по формуле выявления давления, которое находится в прямой зависимости от уровня жидкости, превышающего давление горного пласта. Отклонения по показателям растворной плотности не должны превышать 20 кг на кубометр в любую сторону.

Уровень коррозийного давления должен быть как можно ниже. Используемый раствор не должен кристаллизоваться при наступлении холодов, т.е. ему необходимо иметь термоустойчивые свойства. Требуется также контролировать уровень плотности раствора, степень его вязкости. В случаях, если разработка и последующее глушение нефтяной скважины производится в пластах, содержащих сероводородные месторождения, раствор должен нейтрализовать его воздействие на шахту.

Для того, чтобы замена раствора на свежий при глушении скважины уложилась в один цикл, необходимо вычислить при расчетах удельный вес по следующей формуле:

pж = P пл х (1 + П) / Н х 0,098

• рж – плотность жидкости для скважины.
• Р пл – уровень пластового давления.
• Н – расстояние от верхнего пласта до начала ствола.
• П – степень безопасности проводимых работ (вычисляется из наличия газов, опасных явлений и эффектов).

Особенности глушения скважины за единичный цикл

Проводить глушение в таких условиях становится возможным при соблюдении ряда аспектов:

• Насосно-компрессионные трубы, которые спущены до уровня перфорации или выше на сто метров, метод заглушки выполняется за один цикл.
• Скважины с УЭЦН, которые устроены не больше чем на сто метров выше перфорационного уровня, имеют высокую степень приемистости и могут способствовать сильному продавливанию нижерасположенных вод.
• Показатель обводненности скважины составляет больше половины, при этом сама скважина была закрыта дольше 48 часов.

Также методы глушения скважин могут производиться при использовании минимального объема раствора с крупным удельным весом. Суть метода расчета в данной ситуации заключается в том, что жидкость в пластах и сама нефть начинают расслаиваться, когда флюид, который расположен в шахте, неподвижен. Изначально считается, что при закрытой скважине происходит распад воды в стволе на различные фракции, а расположенная под насосным оборудованием жидкость считается водой в горных пластах.

Заглушка может проводиться в течение цикла, а раствор, используемый при этом, должен иметь повышенный показатель плотности. Подобные методы глушения скважин могут быть применены при соблюдении следующих правил:

• Скважина была закрыта более 2 суток.
• Степень обводненности составила больше половины.

Потребуется узнать плотность жидкости, используемой для глушения скважины, на объем столба при спуске, при котором давление воды будет иметь нужный показатель.

В процессе будет происходить смешение тяжелого раствора с водой в пластах породы, когда первый будет оседать. Сама вода при этом залегает ниже точки приема насосного оборудования. Долив жидкости при методике глушении нужно проводить посредством удельного веса самого раствора, который имеет средний арифметический показатель по всему стволу. Формула метода расчета для глушения:

pж = (P пл х (1 + П) – Р н ) / Н х 9.8 х 10.6

• pж – плотность раствора, используемого для глушения.
• Рн – давление воды в горных пластах при глушении.
• Рпл – показатель давления в пласте.
• Н – расстояние от начала до конца скважины.
• П – степень безопасности.
• g – показатель ускорения при свободном падении.

Особенности метода глушения скважин с применением пены

Согласно практическому опыту по методу глушению нефтяных скважин при помощи специальной пены, после окончания ее заливки в ствол начинается перекачка из пространства между трубой и внутри нее. Таким образом, давление в забойной зоне может быть уменьшено наполовину и более по сравнению с изначальным значением при глушении.

Перелив пены из ствола может происходить по следующим причинам:

• Эффект расширения субстанции из-за падения давления на гидропотери при трении.
• Расширение субстанции из-за перепада температур при глушении скважины: показатель увеличивается до температуры пластов.
• Дополнительное расширение вещества, которое происходит из-за дополнительного тепла, которое уравновешивает падение температур при падении давления.

Данные процессы при глушении случаются единовременно, и если вся энергия, которая приводит к расширению пены, равна росту ее объема, а также затратам на трение, перелив заканчивается.

Таким образом, чтобы перелива субстанции из ствола не произошло, глушение должно производиться с учетом закачивания некоторого количества раствора не только между трубой и пластами, но и в саму трубу. Давление раствора в этом случае уравновешивает давление, которое образуется от самой пены, поскольку происходит ее расширение от перепада температур, наличия дополнительного тепла и упругости.

Общая формула зависимости:

Ргр = Ртр п + Ртра + Pv

• ргр — давление столба, которое формируется в процессе глушения.
• ртр п — потери давления на трение, которые происходят в процессе перелива.
• а — коэффициент энергозапасов субстанции.
• р, — давление самой пены.

Показатель ргр уточняется по промысловой информации в ходе глушения.

ТЕХНОЛОГИИ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН

Под технологическим процессом глушения следует подразумевать комплекс мероприятий по выбору жидкостей глушения, обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение ремонтных работ, их приготовлению и закачке в скважину.

Глушение скважин жидкостью выполняют для создания противодавления на пласт с целью предотвращения открытого фонтанирования, выбросов нефти, газа при снятии устьевого оборудования и подъеме труб из скважины. При проведении процесса глушения производится замена скважинной жидкости на жидкость глушения. Глушение скважин допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции.

Работа по глушению скважины производится под руководством мастера бригады, либо ответственного за выполнение работ специалиста УПНП и РС согласно плану работ, утвержденному главным инженером и заместителем начальника по геологии УПНП и РС.

Для выполнения процесса глушения используется следующее оборудование:

– цементировочный (промывочный) агрегат с манифольдными трубопроводами;

– передвижные, герметичные емкости (автоцистерны);

– емкости для хранения жидкости глушения и долива ее в процессе ремонта скважины;

– передвижная паровая установка ППУ А-1600/100.

Требования к жидкостям глушения

Состав жидкости глушения (ЖГ) должен исключать засорение насосного оборудования при запуске скважины после ремонта в эксплуатацию.

ЖГ, применяемые для глушения скважин нефтяных месторождений, эксплуатируемых РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», должны удовлетворять следующим требованиям:

· обеспечивать необходимую репрессию на пласт;

· не снижать проницаемость призабойной зоны

– быть химически инертной к горным породам, составляющим коллектор, совместимой с пластовыми флюидами и исключающей необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами;

– фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание;

– не образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз ’’жидкость глушения – пластовый флюид’’;

– не образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода;

· вязкостные структурно-механические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом;

· оказывать минимальное коррозионное и абразивное действие на ремонтное и эксплуатационное оборудование (скорость коррозии стали не должна превышать 0,10-0,12 мм/год);

· быть не токсичной и не взрывоопасной (класс опасности – не выше 3);

· быть термостабильной при высоких температурах и морозоустойчивой в зимних условиях, не дорогой и не дефицитной.

· быть технологичной в приготовлении и использовании, технологические свойства (плотность, наличие твердых частиц) ее должны регулироваться.

Раствор хлористого натрия в качестве ЖГ применять не желательно, т.к. он коррозионно активен.

Для снижения отрицательного воздействия ЖГ на пласт необходимо не допускать загрязнения растворов при транспортировке и закачке в скважину.

Плотность ЖГ должна определяться из расчета создания столбом жидкости давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину:

– 10-15% для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1,5 МПа;

– 5-10% для скважин глубиной до 2500 м, но не более 2,5 МПа;

– 4-7% для скважин глубиной более 2500 м, но не более 3,5 МПа.

Расчет плотности ЖГ следует производить по нижеуказанной формуле:

/1/

Р_пл – пластовое давление на уровне верхнего отверстия интервала перфорации, МПа;

П – коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта, выбирается в соответствии с таблицей Б.1 приложения Б;

h – глубина по вертикали от устья скважины до кровли интервала перфорации или открытого ствола, м;

α – средний угол наклона (от вертикали) по стволу скважины, град.

g – ускорение свободного падения, = 9,81 м/с 2 .

В качестве жидкостей глушения следует применять:

– пресную, техническую и пластовую воду;

– водные растворы СаСl₂;

– тяжелые жидкости глушения плотностью более 1400 кг/м 3 (КТЖ-1600, КТЖ 1600+Х, бромиды кальция, или аналоги).

– глинистые растворы с низкой водоотдачей;

специальные жидкости глушения:

– пластовую воду с добавками ПАВ с плотностью от 1000 до 1200 кг/м 3 ;

– водонефтяные эмульсии (ВНЭ), стабилизированные ПАВ с плотностью от 900 до 1200 кг/м 3 .

– полисахаридные жидкости глушения (ПСЖГ) с плотностью от 1000 до 1150 г/см 3 .

В пластах с проницаемостью более 0,3 мкм 2 , а также при глушении скважин с газовым фактором более 200 м 3 /м 3 для предотвращения поглощения следует применять:

– водные растворы КМЦ;

– полисахаридные жидкости глушения (ПСЖГ).

Выбор технологии глушения

Все скважины в зависимости от величины пластового давления делятся на категории:

– I категория – скважины с пластовым давлением больше давления

статического столба скважинного флюида или равным ему;

– II категория – скважины с пластовым давлением меньше давления статического столба скважинного флюида.

Глушение скважин производится следующими способами:

– на поглощение – закачка жидкости глушения в затрубное или трубное пространство, обеспечивающая поглощение скважинной жидкости и некоторого объема жидкости глушения;

– на циркуляцию – вытеснение скважинной жидкости жидкостью глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и полного выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков для обеспечения необходимого противодавления на пласт;

– на замещение – закачка жидкости глушения в несколько циклов в затрубное пространство в объеме эксплуатационной колонны от устья до глубины спуска скважинного насоса с последующей выдержкой скважины в покое для замещения скважинной жидкости ниже насоса на жидкость глушения.

Процесс глушения следует выполнять, руководствуясь следующими положениями:

– Скважины с аномально низкими пластовыми давлениями (при статическом уровне ниже 500 м) и газовым фактором до 200 м 3 /м 3 глушить не рекомендуется.

– Скважины с аномально низким пластовым давлением и газовым фактором более 200 м 3 /м 3 следует глушить дегазированной нефтью.

– Глушение скважин с градиентом давления 3 /сут при депрессии 5 МПа, при глушении скважин I категории, также скважин, эксплуатирующихся ШГН, работы по глушению выполняются циклами на замещение.

Нагнетательные скважины с высокой приемистостью и фонтанные скважины с К_пр>10м 3 /сут·МПа следует глушить на поглощение.

Нагнетательные и фонтанные скважины с К_пр 3 /сут·МПа должны глушиться на циркуляцию.

1.Подготовительные работы:

1.1 Проверить герметичность устьевого оборудования и фланцевых соединений;

1.2 Определить величину текущего пластового давления;

1.3 Зафиксировать все основные параметры работы скважины (в соответствии с приложением Д):

1.4 Определить необходимое количество жидкости глушения:

V= V_{НКТвнут} + (V_{э/к внут до НКТ} – V_{НКТнаруж}) + V_{э/к внутр ниже НКТ},м 3 /2/

где: V_{НКТвнут} – внутренний объем НКТ, рассчитывается по формуле:

r_{в нкт} – внутренний радиус НКТ, м;

H_нкт – глубина спуска НКТ, м;

(V_{э/к внут до НКТ} – V_{НКТнаруж}) – объем жидкости в затрубном пространстве;

V_{э/к внут до НКТ} – внутренний объем эксплуатационной колонны до глубины спуска НКТ:

где: r_э/к – внутренний радиус эксплуатационной колонны, м;

V_{НКТ наруж}–наружный объем НКТ, рассчитывается по формуле:

где: r_{н нкт} – наружный радиус НКТ, м;

V_{э/к внутр ниже НКТ}–объем жидкости ниже спуска НКТ, рассчитывается по формуле:

где: H_т.з. – текущий забой, м.

1.5 Произвести расчет плотности жидкости глушения (согласно п. 7.5).

1.6 Приготовить требуемый объем жидкости соответствующейплотности с учетом аварийного запаса, объем которого определяют из геолого-технических условий.

1.6.1 Для скважин I категории объем аварийного запаса жидкости долива принимается равным 15% объема скважины.

1.6.2 Для скважин II категории объем аварийного запаса выбирается в зависимости от проводимых на скважине работ в процессе ремонта. Если работы связаны с воздействием на призабойную зону пласта с применением кислоты, то аварийный запас берется равным 5 % объема скважины.

1.7 Создаваемое давление при глушении скважины не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны, а в случаях негерметичности колонной головки и наличии связи колонного и межколонного пространства не должно превышать давления опрессовки технической колонны. При глушении всех скважин в межколонном пространстве должно контролироваться давление.

1.8 Перед началом глушения всю систему обвязки нагнетательных трубопроводов следует опрессовать на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

1.9 Нагнетательную линию следует оборудовать обратным клапаном.

1.10 Трубное и затрубное пространства необходимо оборудовать манометрами, произвести замеры буферного давления. Замеры буферного давления в скважине производятся в течение 2-3 ч с момента герметизации скважины.

1.11 Произвести разрядку скважины. Разрядка может производиться в разряженную до атмосферного давления нефтелинию или до давления в ней. Допускается разрядка скважины на технологическую емкость с применением жесткой линии.

2. Заключительные работы:

2.1 Демонтаж оборудования.

2.2 Сборка устьевого оборудования.

2.3 Пуск скважины в работу.

Технологический процесс глушения

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Лучшие изречения: При сдаче лабораторной работы, студент делает вид, что все знает; преподаватель делает вид, что верит ему. 9671 – | 7406 – или читать все.

Технологические жидкости для глушения скважин

ИА Neftegaz.RU. Задачей операции глушения скважин является обеспечение безопасных условий работы буровых и ремонтных бригад в стволе скважины путем предотвращения выброса нефти или газа из пласта.

Решение данной задачи возможно с помощью различных составов глушения пластов, создающих на забое скважин давление выше пластового.

Обычно для этих целей применяются водные составы с добавками загустителей или минеральных солей.

Возможно также применения специальных механических отсекателей пластов или противовыбросового оборудования ли

При подготовке скважины к проведению вторичного вскрытия, обработке призабойной зоны или ремонтным работам весь ствол заполняется жидкостью глушения.

Технология работ по замене жидкости в стволе скважины заключается в проведении операции промывки ствола с допуском НКТ до забоя или последовательной замене скважинной жидкости на участке устье-насос на жидкость глушения с обеспечением заполнения всего ствола скважины.

Один из основных параметров жидкости глушения – это ее плотность.

Плотность жидкости глушения определяет величину давления на забое скважин.

Основные цели и задачи операций глушения продуктивных пластов:

• Жидкость глушения должна обеспечивать создание на забое давления, превышающего пластовое.
• Жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами. Содержание взвешенных частиц не должно превышать 30 мг/л.
• Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.
• Жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения – пластовый флюид».
• Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий 1 го и 2 го рода.
• Реологические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом.
• Жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на Скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,12 мм/год
• Жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях.
• Жидкость глушения должна быть не горючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.

При этом технологии приготовления жидкости глушения и их применения в скважинах должны обеспечивать простоту приготовления и регулирования свойствами жидкости глушения без создания в скважинах аварийных ситуаций и осложнений.

Технологии глушения скважин не должны затруднять последующее освоение и вывод скважин на запланированный режим работы.

Факторы, ухудшающие свойства ПЗС при проникновении в нее жидкостей глушения:

• набухание глинистых минералов, содержащихся в породе коллекторов;
• блокирующее действие воды, обусловленное капиллярными и поверхностными явлениями, происходящими в поровом пространстве в результате взаимного вытеснения несмешивающихся жидкостей;
• образование в пласте стойких водонефтяных эмульсий;
• образование в поровом пространстве нерастворимых осадков в результате взаимодействия жидкости глушения и пластовых флюидов;
• закупоривание пор твердыми частицами, проникающими в пласт вместе в фильтратом (жидкой фазой).

Все жидкости глушения условно делят на 2 группы:

– на водной основе, в тч пены, пресные и пластовые воды; растворы минеральных солей; глинистые растворы; гидрогели; прямые эмульсии.

– на углеводородной основе, в тч товарная или загущенная нефть; обратные эмульсии с содержанием водной фазы до 70%.

В группе жидкостей глушения на водной основе ведущая роль принадлежит водным растворам минеральных солей или чистым рассолам, не содержащим твердой фазы.

Осложняющие факторы при глушении скважин минеральными солями:

• Взаимодействие воды и растворов солей с глинистыми минералами
• Образование малорастворимых солей
• Образование эмульсий
• Образование водной блокады

Добавки к водным растворам глушения, позволяющие снизить негативное влияния водных растворов жидкостей глушения на ФЕС пласта

-Гидрофобизаторы и ингибиторы набухания глин;

Для предотвращения проникновения жидкостей глушения на основе солей в пласт используются различные загущенные жидкости глушения, которые обладают повышенной вязкостью и имеют низкий коэффициент фильтрации в пласт. Применение загущенных жидкостей глушения связано с пониженным пластовым давлением, когда пластовое давление ниже гидростатического.

Загущенные жидкости глушения на углеводородной основе.

Для максимального сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов в процессе проведения ремонтных работ в скважинах в качестве жидкости глушения рекомендуются растворы на углеводородной основе.

Использование таких систем сохраняет естественную водонасыщенность пор .

Исключаются набухание глинистых минералов пласта; блокирующее действие воды, обусловленное капиллярными явлениями; образование нерастворимых осадков при контакте с минерализованными водами; коррозия оборудования, проявления сероводорода на устье скважин.

Недостатком жидкостей глушения на углеводородной основе является их пожароопастность.

Загущенные жидкости на углеводородной основе можно разделить на обратные эмульси и загущенная нефть.

Вследствие широты диапазона регулируемых свойств и сравнительно низкой стоимости наибольшее распространение нашли обратные эмульсии.

Обратные эмульсии для глушения скважин

В настоящее время эмульсионные составы широко используются в различных процессах нефтедобычи: в процессах первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, при глушении скважин, при обработках призабойной зоны пласта и в процессах повышения нефтеотдачи. При этом в каждом конкретном случае используются определенные типы эмульсий и специально подобранные с учетом необходимых физико-химических свойств эмульсионные составы.

Использование загущенной нефти позволяет снизить негативное влияние жидкости глушения на ПЗП и получать жидкости глушения плотность меньше 1 г/см3. Однако при данных преимуществах загущенная нефть имеет ряд существенных недостатков, в тч высокая стоимость жидкости глушения; высокая пожароопастность; сложное регулирование реологических свойств.

Технология глушения скважин

Для определения технологии глушения необходимо принять ряд решений.

состав основной жидкости глушения и добавки;

необходимость применения блокирующей жидкости.

Количество циклов глушения определяется глубиной спуска внутрискважинного оборудования.

По умолчанию, процесс закачки жидкости глушения должен производиться в трубное пространство скважины (прямой способ).

Когда сбить клапан насоса не удается, глушение производят через затрубное пространство (обратный способ).

В случае высокого пластового давления, когда давление значительно превышает гидростатическое скорость закачки должна быть максимальной, превышающей производительность скважины при условии, что давление при этом не превышает предельно допустимого (по условиям давления опрессовки колонны или кабельного ввода).

В случае нормального и низкого пластового давления, давление примерно равно или ниже гидростатического с целью минимизации забойного давления, снижения объемов поглощения скважинной жидкости пластом, скорость закачки жидкости глушения не должна превышать 10 м3/час.

Перед составлением плана работ следует определиться, каким образом первая пачка жидкости глушения поступит к забою скважин. В составе первой пачки обычно участвует блокирующий состав.

Для месторождений с низкой проницаемостью продуктивного пласта или высокой глинистостью породы рекомендуется способ осаждения.

Для определения необходимого объема жидкости глушения необходимо рассчитать внутренний объем скважины с учетом толщины стенки труб, объема спущенных НКТ, и глубину спуска ГНО.

Объем первого цикла глушения рассчитывается из условия, что он должен быть не менее внутреннего объема эксплуатационной колонны в интервале от глубины спуска ГНО (башмак НКТ) до искусственного забоя.

Объем второго цикла рассчитывается из условия, что он должен быть не менее внутреннего объема эксплуатационной колонны за вычетом объема НКТ в интервале от устья до глубины спуска ГНО (башмак НКТ). Т.е. он должен обеспечивать полную смену жидкости в ходе промывки в указанном объеме.

Возможные осложнения при глушении скважин:

Первоначально неправильный выбор плотности жидкости глушения

Перелив скважины в результате роста забойного давления

На скважинах с низкопроницаемыми коллекторами выявлено, что период восстановления пластового давления длится от 15 до 20 суток, а по ряду скважин этот период достигает 30 суток.

Расчеты для глушения скважины

Необходимый удельный вес раствора для глушения рассчитывается по следующей формуле:

FWR = 10 Pf / TVD

Fнв = необходимый удельный вес жидкости ;

Тест на знание английского языка Проверь свой уровень за 10 минут, и получи бесплатные рекомендации по 4 пунктам:

Аудирование Грамматика Речь Письмо

Pп = пластовое давление ;

TVD = абсолютная глубина .

Для предотвращения выброса во время проведения работ, к забойному давлению добавляется коэффициент безопасности. В соответствии с регламентом коэффициент безопасности будет следующим:

• 10% – 15% – для абсолютной глубины залегания пласта по вертикали до 1,200 с максимальным значением 15 ;
• 5% – 10% для абсолютной глубины залегания пласта по вертикали до 2,500 с максимальным значением 25 ;
• 4% to 7% для абсолютной глубины залегания пласта по вертикали свыше 2,500 с максимальным значением 35 .

Необходимые расчеты даны в Приложении А.

На Приразломном месторождении при пластовом давлении > 200 атм. должен использоваться коэффициент безопасности 40 атм.

Глушение скважины осуществляется двумя циклами:

Узнай стоимость написания работы Получите ответ в течении 5 минут . Скидка на первый заказ 100 рублей!

1-й цикл: объем скважины от верха интервала перфорации до глубины спуска насоса + дополнительных 2м3.

2-й цикл: Объем НКТ и объем затрубья от глубины посадки насоса до поверхности.

Если насос устанавливается на глубине, при которой объем затрубного пространства ниже насоса превышает объем 1-го цикла, глушение осуществляется в 3 цикла.

1. Проверить и зарегистрировать затрубное давление и давление в НКТ.

2. Колонна НКТ имеет обратный клапан над УЭЦН. Для прокачки жидкости по НКТ сбросить металлический стержень для открытия сбивного клапана.

3. Подбить насосный агрегат, на расстоянии не ближе 10 м. от устья скважины. На линии установить контрольный клапан для предотвращения газирования из скважины.

Примечание: Выкидная линия от предохранительного клапана должна быть установлена под насосной установкой. Двери кабины не должны выходить на устье скважины.

Примечание: При наличии самопишущего манометра, подключить его для всех режимов работы насоса.

4. Убедиться, что задвижка НКТ фонтанной арматуры и задвижки выкидной линии открыты и в хорошем состоянии (требуется представитель НГДУ), подбить линию от насосного агрегата к задвижке НКТ и начать первый цикл прокачки раствора через НКТ при стабильной подаче. В случае если сбивной клапан не открылся (быстрое увеличение давления при подаче жидкости для глушения), подбиться для обратной циркуляции.

Контролировать и регистрировать объем, давление и время закачки.

Примечание: Жидкость из затрубного пространства и НКТ будет вытесняться в специальную емкость объемом не менее 25 м3 с целью снижения избыточного давления на пласт (минимум 15 атм. для прокачки через ЗУ «Спутник»).

5. Закрыть скважину путем закрытия задвижек затрубного пространства и НКТ, контролировать и регистрировать статическое давление в скважине при закрытом устье.

6. Оставить скважину на 5 – 12 часов, чтобы жидкость установилась ниже уровня приема насоса.

Примечание: По опыту работы в местных условиях, движение жидкости происходит со скоростью 0.1 м/сек, следовательно, на прохождение 1000 м потребуется примерно 2,8 часа. Для скважины с герметично закрытым устьем, движение жидкости вверх будет отмечено на поверхности ростом давления в закрытой скважине. Отметить, когда стабилизировалось давление.

7. Прокачать второй цикл через НКТ. Остановить циркуляцию и замерить давление на поверхности. Скважина считается заглушенной, когда разница давления в НКТ и в затрубном пространстве равна 0. После второго цикла скважину следует закрыть минимум на 1 час.

Курс лекций по программе «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях»

mir.zavantag.com > Военное дело > Документы

Р_пл – текущее пластовое давление, атм;

К_з – коэффициент запаса, равный 1.10;

Н – глубина скважина до кровли пласта или ВНК, м.
Коэффициент запаса (величиной 10 от расчетной плотности жидкости глушения) предусматривается для создания противодавления на пласт в целях предотвращения самоизлива скважины – от непредвиденных и неконтролируемых факторов во время ремонта скважины, а также недостаточной точности замера пластового давления.

• Для скважин с обводненностью продукции 80% и более и газовым фактором не более 100 м 3 /м 3 допускается уменьшение коэффициента запаса 5%.

• Для скважин, в которых вскрыто несколько пластов с разными пластовыми давлениями и расстоянием между ними более 50 м, в расчетах принимается величина расстояния до кровли пласта (ВНК) с более высоким пластовым давлением. При этом для предотвращения поглощения жидкости пластом с меньшим пластовым давлением, первый объем жидкости глушения (3-5 м 3 ) должен быть загущен полиакриламидом или КМЦ.

• При отсутствии достоверных данных о текущем пластовом давлении, не позднее, чем за трое суток до ремонта скважины оно должно быть определено.

• На скважинах механизированного фонда (не с аномально низким пластовым давлением) – с помощью избыточного давления, которое замеряется после полной замены скважинной жидкости жидкостью глушения или промывочной и отстоя скважины в течение не менее 24 часов. Текущее пластовое давление, при этом, рассчитывается по формуле:

• На фонтанных скважинах текущее пластовое давление замеряется глубинным манометром.

• Для глушения, (к примеру) используются следующие жидкости глушения:

Вид жидкости глушения

Плотность, г/см 3

Раствор хлористого натрия

Раствор хлористого кальция

(формула 3)
где: М_р – количество реагента, кг;

(_жг – удельный вес жидкости глушения, г/см3

_в – удельный вес воды, используемой для приготовления

жидкости глушения, г/см 3

V_р – требуемый объем жидкости глушения, м 3
^ Удельные веса NaCl – 2,15 г/cм 3 (2 150 кг/м 3 )

CaCl₂– 2,20 г/см3(2 200 кг/м3)
При приготовлении жидкости глушения можно пользоваться данными, приведенными в “Приложение-1”.

• Не допускается отклонение величины плотности жидкости глушения от расчетной более чем на + 0.02 г/см 3 .

Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения.

Глубина скважины, мДопустимые отклонения при плотности

жидкости глушения, кг/м 2

^ Расчет объема жидкости и количества циклов глушения скважины.

• Объем жидкости для глушения скважины и количество циклов глушения определяется расчетным путем в зависимости от глубины скважины до середины интервала перфорации, диаметров эксплуатационной колонны и НКТ, объема спущенных в скважину штанг.

• Общий объем жидкости для глушения скважины рассчитывается по формуле:

V_жг=V_экО+3м3=V_эк-V_нкт-V_шт+3м3

(формула 4)
где: V_эк=(D 2 /4)xH;
Н – глубина скважины до цементного моста,

D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны.

V_экО – объем эксплуатационной колонны, с учетом спущенного подземного оборудования.
Примечание: Для практических расчетов, в связи с многообразием диаметров эксплуатационных колонн, а иногда и отсутствием данных по толщине стенки эксплуатационной колонны предлагается:

– внутренний диаметр э/к d-127 мм считать равным 113 мм (толщина стенки 7мм);

– внутренний диаметр э/к d-146 мм считать равным 130 мм (толщина стенки 8 мм);

– внутренний диаметр э/к d-168.3 м считать равным 152.3 мм (толщина стенки 8 мм).

Формула определяющая объем жидкости вытесняемой металлом НКТ (без учета муфт):

где : d_нкт-d_нктВ– соответственно внешний и внутренний диаметр НКТ,

Н_сн – глубина спуска насоса, м.
Формула, определяющая объем жидкости, вытесняемой металлом штанг:

• Объем 1 цикла глушения должен соответствовать объему между внутренним диаметром э/к и внешним НКТ до глубины спуска насоса. Объем 1 цикла определяется по формуле:

V1ц=(DэкВн2-dнкт2)/4)хНсп, м3

Кц=VэкО/V1ц
Так как количество циклов глушения определяемое по вышеприведенной формуле всегда будет дробным, а объем последнего цикла глушения, при округлении в меньшую сторону, всегда был большим, что не обеспечивало качественного глушения на последней стадии и перерасход жидкости глушения вводится следующая методика расчетов объемов последующих циклов.
При 2.5 Кц = 2 объема второго цикла вычисляется по формуле:
V2ц=VэкО-V1ц+3, м 3
При 3.5 Кц = 2.5 объем третьего цикла вычисляется по формуле:
V3ц=V1ц+3, м 3
объем второго цикла
V2ц=VэкО=V1ц-V3ц,м 3 ;
При Кц 3.5 объем четвертого и второго циклов глушения вычисляется по формуле:
V4ц=V1ц+3; V2ц=V1ц,
объем третьего цикла вычисляется по формуле:
^ V3ц=VэкО-V1ц-V2ц-V4ц, � � 3 .

Подготовительные работы к глушению скважины.
– Останавливается скважина, производится ее разрядка, проверяется исправность запорной арматуры.

– Определяется величина текущего пластового давления.

– Производится расчет необходимой плотности жидкости глушения и материалов для ее приготовления.

– Готовится требуемый объем жидкости глушения соответствующей плотности с учетом аварийного запаса.

– Расставляются агрегат и автоцистерны, производится обвязка оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое в 1.5 раза. Нагнетательная линия оборудуется обратным клапаном.

– Проверятся наличие циркуляции в скважине, и принимается решение о категории ремонта.
^ Технология глушения скважины .
– Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения заканчивается через НКТ, при обратном – в затрубное пространство.

– ^ Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.

– Расход жидкости глушения должен выбираться большим, чем производительность скважины, путем регулирования скорости закачки или штуцированием задвижки – для создания противодавления на пласт.

– Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости недопустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляется при ее прокачивании на поглощение.

– При глушении скважины в два и более циклов время отстоя скважины, необходимое для замещения раствора, определяется по формуле.
to 1.2… n-1 = Hз1.2 …n-1-Hж1.2…n-1 (формула

V отн
где: Vотн – относительная скорость жидкости глушения и скважинной жидкости в условиях отстоя (равная 70 м/час для нефти плотностью 0.81 г/см 3 и воды плотностью 1.0 г/см 3 );

Нж1.2…n-1 – высота столба закаченной жидкости (приведенная к внутреннему объему эксплуатационной колонны) при первом и последующих циклах глушения, м;

Нз1.2…n-1 – высота замещения скважинной жидкости – жидкостью глушения (взятая от низа спущенного в скважину оборудования Нсп до границы раздела скважинной жидкости и жидкости глушения. При первом цикле глушения – до башмака скважины), м;

tо – продолжительность отстоя, час.
Нж1.2…n-1=Vжг1.2…n-1

Vэк1 (формула 9)
Относительная скорость замещения скважинной жидкости – жидкостью глушения, при разном соотношении их плотностей, может быть определена по графику приведенному в «Приложении 3».
Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины (п.3.2. Формула 4).
– При глушении скважин с высоким газовым фактором (более 200 м 3 /м 3 , и с пластами имеющими поглощающие интервалы должна предусматриваться закачка в зону фильтра буферной пачки загущенной жидкости или ВУС. При интенсивном поглощении используются нефтеводо – кислоторастворимые наполнители – кольматанты с последующим восстановлением проницаемости ПЗП.

– Глушение фонтанных и нагнетательных скважин.
– В фонтанных скважинах НКТ спускается до интервала перфорации или на 10-30 м выше его. Поэтому, для замещения скважинной жидкости на жидкость глушения в этих скважинах, достаточно одного цикла глушения выполненного путем закачки жидкости глушения в НКТ (прямой способ).
– Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят, при условии выхода циркуляции жидкости глушения, с противодавлением ( в пределах допустимого для данной эксплуатационной колоны) – достаточным для прекращения работы пласта. Величина противодавления регулируется задвижкой на затрубном пространстве, при этом, давление в линии отвода скважинной жидкости (выкидная линия) не должно превышать 30 кг/см 2 .
– К концу глушения скважины давление прокачки необходимо постепенно снижать путем открытия задвижки на затрубном пространстве или уменьшения производительности насоса.
– Глушение скважин, оборудованных насосами.
– Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, производят в два и более приемов (циклов) после остановки скважинного насоса и сбития циркуляционного клапана (ЭЦН) или откидывания головки балансира у станка-качалки.
– Скважину после первого и последующих циклов глушения оставляют на отстой, на время, рассчитанное по формуле 8.
– Количество выполненных циклов, время отстоя, и объем прокаченной жидкости глушения должны соответствовать расчетным значениям, указанным в плане-задании на глушение скважины.

– Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением.
– Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением производится сеноманской или подтоварной водой без создания противодавления на пласт.

– Для предотвращения ухудшения притока жидкости из пласта к закачиваемой в скважину воде добавляются химреагенты (КМЦ, ПЭО, ПАВ). Добавку указанных и других химреагентов производить по специальным методикам.
– Приготовление жидкости глушения с добавкой химреагентов необходимо производить путем интенсивного их перемешивания.
– Закачку жидкости глушения в скважину с добавкой химреагентов осуществлять при первом цикле глушения.

– Меры безопасности при глушении скважин.
-Глушение скважины может быть начато только после оформления двухстороннего акта о приеме скважины в ремонт (мастер бригады КРС(ТРС) и представитель ПДНГ, ЦППД).
– Глушение скважины производится по заданию мастера КРС (ТРС). Проведение глушения скважины без плана ЗАПРЕЩАЕТСЯ.
– Глушение скважин производится, как правило, в светлое время суток. В особых случаях глушение может быть произведено в ночное время при обеспечении освещенности скважины не менее 26 люк.
– Площадка размером 40х40 м, на которой устанавливаются агрегаты, должна быть освобождена от посторонних предметов, зимой от снега.
– Перед глушением необходимо проверить: исправность всех задвижек и фланцевых соединений на устьевом оборудовании; наличие протока жидкости по выкидной линии от скважины до замерной установки и при его отсутствии работы на скважине прекратить до выяснения и устранения причин.
– Промывочный агрегат и автоцистерны следует располагать с наветренной стороны на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. При этом кабина агрегата и автоцистерн должны быть обращены в сторону противоположную от устья скважины, выхлопные трубы агрегата и автоцистерн должны быть оборудованы искрогасителями, расстояние между ними должно быть не менее 1.5 м.

Промывочный агрегат, кроме того, должен быть оборудован предохранительным и обратным клапанами.
– В процессе глушения скважина ЗАПРЕЩАЕТСЯ крепление каких-либо узлов агрегата или обвязки устья скважины и трубопроводов. Должен быть обеспечен постоянный контроль: за показаниями манометров, за линией обвязки, за местонахождением людей. Манометры должны быть установлены на прокачивающем агрегате и выкидной линии скважины.
– При глушении скважин давление прокачки жидкости глушения не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны данной скважины.
– Разборку промывочной линии следует начинать только после снижения давления в линии нагнетания до атмосферного. При этом задвижка на фонтанной арматуре со стороны скважины должна быть закрыта.
– После окончания работ по глушению скважины задвижки должны быть закрыты, территория вокруг скважины очищена, заглушенная скважина должна находиться в ожидании ремонта не более 36 часов.

При более длительном простое скважины в ожидании ремонта, скважина должна быть заглушена повторно до начала ремонтных работ.
– После окончания всех работ по глушению скважины составляется «Акт на глушение скважины».

В акте на глушение скважины должно быть указано:

• дата глушения скважины;
• удельный вес жидкости глушения;
• объем жидкости глушения по циклам;
• время начала и окончания циклов глушения;
• начальное и конечное давление прокачки жидкости глушения.

– «Акт на глушение скважины» подписывается (с указанием удельного веса и объема жидкости глушения), лицом производившим глушение скважины, мастером бригады КРС и машинистом агрегата.