ТЕХНОЛОГИИ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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:

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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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, g = 9,81 м/с2.

Материалы (химреагенты) В качестве жидкостей глушения следует применять:

–дегазированную нефть;

–пресную, техническую и пластовую воду;

–водные растворы СаСl2;

–тяжелые жидкости глушения плотностью более 1400 кг/м3 (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/м3;

–водонефтяные эмульсии (ВНЭ), стабилизированные ПАВ с плотностью от 900 до 1200 кг/м3.

–полисахаридные жидкости глушения (ПСЖГ) с плотностью от 1000 до 1150 г/см3.

В пластах с проницаемостью более 0,3 мкм2, а также при глушении скважин с газовым фактором более

200м3/м3 для предотвращения поглощения следует применять:

-водные растворы КМЦ;

-гидрофобно-эмульсионные растворы;

-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 м3/м3 глушить не рекомендуется.

-Скважины с аномально низким пластовым давлением и газовым фактором более 200 м3/м3 следует глушить дегазированной нефтью.

-Глушение скважин с градиентом давления < 0,86 предполагается дегазированной нефтью, с градиентом давления 0,86-0,97 и 0,97-1,06 – жидкостями глушения на водной основе, эмульсиями.

При наличии в процессе глушения интенсивного поглощения ЖГ в нее следует вводить нефтеводокислоторастворимые наполнители (измельченный битум, хлорид кальция или натрия, кальцит, доломит и т.п.).

В скважинах, эксплуатирующихся УЭЦН с продуктивностью менее 250 м3/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 Кпр>10м3/сут·МПа следует глушить на поглощение.

Нагнетательные и фонтанные скважины с Кпр 10 м3/сут·МПа должны глушиться на циркуляцию.

Подготовительно-заключительные работы

1. Подготовительные работы:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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): - дебит жидкости; - дебит нефти;

-ГФ;

-обводненность;

-устьевые давления;

-динамический уровень.

1.4 Определить необходимое количество жидкости глушения:

V= VНКТвнут + (Vэ/к внут до НКТ – VНКТнаруж) + Vэ/к внутр ниже НКТ, м3 /2/

где: VНКТвнут – внутренний объем НКТ, рассчитывается по формуле:

VНКТвнут = ·r2в нкт·Hнкт, м3,

где: (Пи) = 3,14;

rв нкт – внутренний радиус НКТ, м; Hнкт – глубина спуска НКТ, м;

(Vэ/к внут до НКТ – VНКТнаруж) – объем жидкости в затрубном пространстве;

Vэ/к внут до НКТ – внутренний объем эксплуатационной колонны до глубины спуска НКТ:

Vэ/к внут до НКТ = ·r2э/к·Hнкт, м3

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

VНКТ наруж - наружный объем НКТ, рассчитывается по формуле:

VНКТнаруж = ·r2н нкт·Hнкт, м3,

где: rн нкт – наружный радиус НКТ, м;

Vэ/к внутр ниже НКТ – объем жидкости ниже спуска НКТ, рассчитывается по формуле:

Vэ/к внут ниже НКТ = ·r2э/к·(Hт.з.-Hнкт), м3

где: Hт.з. – текущий забой, м.

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

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

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

1.6.2Для 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.

1.7Создаваемое 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.

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

1.9Нагнетательную линию следует оборудовать обратным клапаном.

1.10Трубное 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.

1.11Произвести 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:

2.1Демонтаж оборудования.

2.2Сборка устьевого оборудования.

2.3Пуск скважины в работу.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Технологический процесс глушения

1 Глушение фонтанных и нагнетательных скважин

Глушение на циркуляцию:

Обвязать устье скважины и агрегаты в соответствии с технологической схемой приложения К (схема глушения на циркуляцию).

Цементировочный (промывочный) агрегат

Открыть центральную задвижку на фонтанной арматуре, произвести закачку жидкости глушения в объеме, рассчитанном в соответствии с п. 1.4 в затрубное пространство на циркуляцию с выходом ее через НКТ в емкость.

При этом на устье НКТ создать давление, превышающее замеренное перед глушением давление на 0,5- 1 МПа. В процессе закачки ЖГ в скважину его постепенно снижают, оставляя к концу прокачки расчетного объема жидкости 0-0,5 МПа.

Объем ЖГ должен быть увеличен в случае попадания при циркуляции в нее газа.

Скважина считается заглушенной по истечении 1-2 часов после окончания процесса глушения при отсутствии переливов и выхода газа в скважинах с ГФ менее 200 м3/м3 и 5-6 часов в скважинах с ГФ более 200 м3/м3.

Глушение на поглощение:

Обвязку устья скважин и расстановку агрегатов производить в соответствии с технологической схемой приложения Л.

Открыть центральную задвижку на фонтанной арматуре, закачать в НКТ задавочную жидкость в объеме в 1,2 раза превышающем объем НКТ.

Закрыть на устье НКТ, подсоединить цементировочный (промывочный) агрегат к затрубному пространству.

Произвести закачку оставшейся жидкости глушения, рассчитанной согласно формуле 1.4.

При глушении скважины на поглощение давление при закачке не должно превышать 0,8 от давления

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

опрессовки эксплуатационной колонны.

Глушение скважин, эксплуатирующихся установками ЭЦН и ШГН

Глушение на поглощение:

Опрессовать НКТ на 4 МПа. При наличии сливного клапана, установленного над установкой ЭЦН, сбить его специальным инструментом.

При закрытом затрубном пространстве в НКТ закачать ЖГ в объеме, равном внутреннему объему

НКТ.

Загерметизировать трубное пространство.

В затрубное пространство произвести закачку ЖГ на поглощение в объеме, равном внутреннему объему скважины от нижнего отверстия интервала перфорации до глубины спуска установки и увеличенному на коэффициент 1,2.

При глушении на поглощение давление в затрубном пространстве не должно превышать давления, указанного в плане работ.

Глушение на замещение:

Из затрубного пространства скважины стравить накопившийся газ до появления нефтяной эмульсии. Подсоединить к затрубному пространству цементировочный (промывочный) агрегат.

Произвести закачку первого цикла в объеме, равном внутреннему объему эксплуатационной колонны от устья до глубины спуска установки скважинного насоса.

При проведении закачки на замещение центральная задвижка фонтанной арматуры и задвижка на выходе на нефтяной коллектор ГЗУ должны быть открытыми.

После закачки первого цикла устье скважины герметизируется для предотвращения перелива жидкости на устье скважины.

Через расчетное время повторить глушение.

H – расстояние от приема насоса до забоя скважины, м,

V – скорость замещения жидкостей (ориентировочно можно принять 0,04 м/с). Произвести второй цикл глушения.

11.2.3.8 При открытых на устье НКТ закачать ЖГ в затрубное пространство в объеме внутреннего объема эксплуатационной колонны от устья до глубины спуска установки.

Если плотность выходящей жидкости не равна закачиваемой и отличается более чем на 0,02 г/см3 , то объем ЖГ должен быть увеличен.

Выбор скорости закачки жидкости глушения зависит от величины коэффициента продуктивности.

(При Кпрод. 1 м3/сутМПа ϑ зак .−0,5 м3/ч, при Кпрод.=1-4 м3/сутМПа По окончании глушения устье скважины герметизируется на 0,5-1 час.

При наличии буферного давления произвести разрядку на технологическую емкость с применением жесткой линии.

Схема глушения скважин, оборудованных ШГН, на замещение приведена в Приложении М.