какие скважины глушат методом прямой промывки

Технология глушения скважины.

— Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен бытьнепрерывным.

— 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

Глушение скважины

Глушение скважин – это технологический процесс, в результате которого создается противодавление на пласт и прекращается добыча пластового флюида.
Для глушения скважин используют жидкости с плотностью, обеспечивающей создания необходимого противодавления на пласт.
Жидкость для глушения должна обладать определенными физико-химическими свойствами, соответствующими конкретным условиям: быть химически инертной к породе, коллектору; исключать необратимую кольматацию пор и трещин продуктивного пласта; не оказывать коррозионного воздействия на металл скважинного оборудования и промысловых коммуникаций; обладать стабильностью в конкретных термобарических условиях в течение времени, необходимого для выполнения предусмотренных работ.
Кроме того, все жидкости должны быть взрывопожаробезопасными и нетоксичными, высокотехнологичными в приготовлении и использовании.

При глушение скважины в затрубное пространство при расчётной производительности агрегатов закачивается жидкость глушения.
При этом для создания заданной репрессии на пласт создаётся противодавление на устье с помощью регулируемого штуцера, установленного на линии трубного пространства.
При закачке жидкости глушения в затрубное пространство забойное давление должно поддерживаться постоянным, но превышающим пластовое давление на заданную величину.
По мере закачки жидкости глушения давление в трубах перед штуцером должно поддерживаться постоянным.
Давление в затрубном пространстве при этом будет снижаться.

Как только жидкость глушения начнет заходить в трубы, необходимо контролировать процесс глушения по давлению в затрубном пространстве, которое должно поддерживаться постоянным, равным гидравлическим сопротивлениям.
После выхода на поверхность штуцер должен быть полностью открыт и дальнейшую прокачку следует вести при установившемся давление в затрубном пространстве, вплоть до вымыва раствора.

Для глушения используется широкий спектр флюидов, рассолы (KCl, NaClи др.), эмульсионные растворы, сырую нефть, дизельное топливо, метанолы, природный газ, пену и воздух.

Источник

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 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.

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 ;

— 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;

Глушение скважин производится следующими способами:

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.

Источник

Ликвидация газонефтеводопроявлений, глушение скважин.

Глушение скважин

Технико-технологические требования по предупреждению газонефтеводопроявлений

В целях предупреждения нефтегазопроявления при текущем и капитальном ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин до и во время их ремонта необходимо создать противодавление на продуктивный пласт жидкостью определенного удельного веса — «жидкость глушения», свойства которой должны отвечать следующим требованиям:

Существующие способы глушения скважин основаны на применении двух видов жидкостей или их сочетаний.

1 способ – глушение жидкостями на водной основе:

2 способ — глушение жидкостями на углеводородной основе (обратные эмульсии)

3 способ — объединяет преимущества двух первых способов глушения, включает в себя комбинированное применение обратной эмульсии и минерализованной воды. Технология основана на естественным осаждением на забой, в интервале перфорации, более тяжелой обратной эмульсии по сравнению со скважинной жидкостью, после чего производится промывка минерализованной водой необходимой плотности.

Плотность обратной эмульсии 1060 — 1350 кг/м3. На месторождениях Западной Сибири рекомендуется использовать составы обратной эмульсии на СаСl2. Объем обратной эмульсии 3-6 м3.

Существуют два пути повышения качества жидкости глушения на водной основе: использование солей обратных ПАВ, или добавка ПАВ в солевые растворы. Это связано с тем, что при глушении скважин солевым раствором (при проникновении его в продуктивный пласт) происходит снижение фазовой проницаемости для нефти, в результате увеличиваются сроки освоения и вывода скважин на рабочий режим, снижаются дебиты и послеремонтный период эксплуатации, что обуславливает значительный недобор нефти.

Технология глушения скважин жидкостями на углеводородной основе (обратными эмульсиями) позволяет избежать многих недостатков жидкостей глушения на водной основе. Низкая фильтруемость обратных эмульсий в пласт, надежная стабилизация водной дисперсной фазы ПАВ, эмульгаторами и стабилизаторами, исключает негативное влияние на продуктивный пласт. Наоборот, фильтрация дисперсной среды (нефти, легких нефтепродуктов в смеси с ПАВ) в призабойную зону пласта положительно действует на нефтяной пласт.

Определение плотности жидкости глушения

Плотности жидкости для глушения скважин рассчитывается в зависимости от величины пластового давления и расстояния до ВНК по вертикали (в практике работ до кровли пласта), указанных в плане на ремонт скважины. Погрешность в расчетах на кровлю пласта незначительна и составляет менее 0.1%.

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.

Текущее пластовое давление, при этом, рассчитывается по формуле:

где: Ризб — избыточное давление на устье скважины, атм.

На фонтанных скважинах текущее пластовое давление замеряется глубинным манометром.

Для глушения, в ОАО «Томскнефть» ВНК, используются следующие жидкости глушения:

Вид жидкости глушения

Раствор хлористого натрия

Раствор Хлористого кальция

Количество реагента (NaCl, CaCl2), требующегося для приготовления необходимого объема жидкости глушения определенной плотности, рассчитывается по формуле:

Не допускается отклонение величины плотности жидкости глушения от расчетной более чем на + 0.02 г/см3. Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения:

Глубина скважины, м

Допустимые отклонения при плотности

жидкости глушения, кг/м2

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:

Примечание: Для практических расчетов, в связи с многообразием диаметров эксплуатационных колонн, а иногда и отсутствием данных по толщине стенки эксплуатационной колонны предлагается:

Формула, определяющая объем жидкости, вытесняемой металлом штанг:

Средневзвешенный диаметр штанг определяется:

dштСр=((dшт1 х h1) + (dшт2 х h2) + (dшт3 х h3)/Hсп

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:

Количество циклов определяется:

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:

При 3.5 Кц = 2.5 объем третьего цикла вычисляется по формуле:

объем второго цикла

При Кц 3.5 объем четвертого и второго циклов глушения вычисляется по формуле:

объем третьего цикла вычисляется по формуле:

Подготовительные работы к глушению скважины.

Технология глушения скважины

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.

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.

Источник