Технология глушения скважин при ремонтах

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.

Источник

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 бытьнепрерывным.

— 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.

— 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 8)

где: Vотн – относительная скорость жидкости глушения и скважинной жидкости в условиях отстоя (равная 70 м/час для нефти плотностью 0.81 г/см3 и воды плотностью 1.0 г/см3);

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.

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.

— При глушении скважин с высоким газовым фактором (более 200 м3/м3, 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/см2.

— 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).

— 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.

Источник