Глушение скважин что такое

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

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:

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:

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

измеряется в кубометрах.

V нкт = (пх(d – d 1)/ 4) х Hсп

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

Особенности глушения скважины за единичный цикл

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

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:

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

Особенности метода глушения скважин с применением пены

Перелив пены из ствола может происходить по следующим причинам:

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

Показатель ргр уточняется по промысловой информации в ходе глушения.

Источник

Geolib.net

Справочник по геологии

Глушение скважин

Общая информация о глушении

При проведении некоторых работ по ТКРС используется циркулирующая в скважине жидкость. При бурении раствор выносит шлам, охлаждает долото и поддерживает стенки ствола скважины до установки обсадной колонны.

Рис. 1. ЦА 320 на базе КаМАЗ повсеместно используемый для глушения скважин.

При ТКРС циркулирующая жидкость может выносить песок из скважины, предотвращать выбросы, и обеспечивать гидравлическую мощность для скважинных приборов, а также выполнять функцию бурового раствора. Обрушивающиеся частицы закупоривают тонкие каналы, ухудшая проницаемость породы, поэтому нефть и газ уже не могут с легкостью проникать в скважину. Жидкость оказывает давление на боковые стенки ствола скважины, точно так же как и вода в пластиковом бассейне давит на его боковые стенки изнутри.

Бригады ТКРС часто используют пластовую соленую воду, так как она имеется в наличии и не наносит повреждения пласту. В то время как другие жидкости могут привести к обрушению частиц пород со стенок ствола. В качестве добавок могут служить сульфат бария (барит) и глина. Добавление измельченной глины увеличивает вязкость жидкости, т.е. заставляет ее течь медленнее. Частицы глины также обволакивают или «зашпаклевывают» стенки ствола скважины, как шпаклевка для отделочных работ.

Таблица 1. Классификация жидкостей глушения

Однако, часто скважину приходится глушить, и здесь важность пачек глушения выходит на первый план. Чтобы заглушить скважину, необходимо закачать в скважину жидкость с более высоким гидростатическим давлением, чем пластовое давление. Поскольку скважина проектировалась для того, чтобы добывать нефть, перфорации или освоение с открытым стволом должны иметь проницаемость, чтобы таким образом жидкость проникала в пласт. Хорошая жидкость для КРС должна быть чистой, отфильтрованной и не содержать твердой фазы. Поэтому она не может образовывать фильтрационную корку и будет быстро уходить в пласт. Для предотвращения поглощения жидкости в пласт используют пачки глушения. Неэффективная пачка глушения не только создаст потенциальные проблемы с контролем НГВП, но также может повредить перфорации и пласт, закупоривая их нерастворимыми твердыми частицами.

Пачка глушения или любой химический реагент в составе жидкости для ТКРС должен извлекаться обратно после проведения ТКРС, когда скважину переводят обратно в режим эксплуатации; или он должен разрушаться потоком углеводородов или обработкой водой или кислотой. Любые инородные твердые частицы в составе жидкости для ТКРС несут опасность остаться в пласте навсегда. Коллекторы с широким диапазоном проницаемости особенно подвержены неэффективной очистке. По возможности скважина не должна глушиться задавливанием в пласт содержимого НКТ, так как при этом вся грязь и отложения внутрри НКТ проникнут в пласт, нанося непоправимый вред пласту-коллектору.

Скважины с низким коэффициентом продуктивности (Кпрод) более подвержены повреждению, чем скважины с высоким Кпрод. Для глушения этих скважин требуются специальные пачки глушения, чтобы не снижать поглощение до эксплуатационно приемлемого уровня, но предотвращать повреждение. Скважины, на которых проводился гидроразрыв, сильно подвержены повреждению:

• Отмечается снижение Кпрод на 40%;

• Они требуют другого подхода. В некоторых районах закачивают пачку 20/40 карболитового расклинивающего агента в интервал гидроразрыва, а потом сверху закачивают пачку крупнозернистого пластозакупоривающего материала.

Основное предназначение жидкости глушения заключается в обеспечении необходимого противодавления на продуктивный пласт, исключающего ее самопроизвольный выброс и гарантирующего сохранение коллекторских свойств прискважинной зоны.

Определение плотности жидкости глушения

Одноцикличное глушение

Для глушения скважин за один цикл через насосно-компрессорные трубы, спущенные до забоя, с полной заменой скважинной жидкости и продавливанием жидкости глушения в пласт, необходимая ее плотность рассчитывается по формуле:

где П — коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта; Р_пл — пластовое давление, Па; h_из — отметка положения искусственного забоя по вертикали скважины, м; l_из — отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м; α — средний зенитный угол ствола скважины, град.

Многоцикличное глушение

Количество циклов глушения для фонтанных скважин с длиной лифта до интервала перфорации — один, во всех остальных случаях количество циклов определяется отношением глубины искусственного забоя и глубиной спуска подземного оборудования:

Для глушения скважин механического фонда в условиях отстоя необходима частичная замена скважинной жидкости в интервале от устья до подвески насоса. В этом случае плотность закачиваемой за один цикл жидкости рассчитывается по формуле:

h_тр — отметка глубины спуска НКТ или насоса, м; ρ_н — плотность жидкости под насосом.

При многоцикличном глушении скважин механического фонда при отсутствии необходимой приемистости (в скважинах с низкой проницаемостью менее 0,05 мкм 2 ) или если действующими инструкциями запрещается задавливать скважинную жидкость в пласт, плотность жидкости глушения при втором и последующих циклах глушения определяется по формуле:

Сначала жидкость глушения замещают до глубины спуска насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение. Расчетное время Т определяют по формуле Т = H/v, где Н — расстояние от приемной сетки насоса до забоя скважины, м; v — скорость замещения жидкостей, м/с (ориентировочно можно принять 0,04 м/с).

Согласно Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности плотность жидкости глушения должна определяться из расчета создания столбом жидкости глушения гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину:

Определение объёма жидкости глушения

Объем жидкости глушения скважины, необходимой для глушения и технологических нужд при текущем ремонте скважин определяется:

Объем эксплуатационной колонны определяется в зависимости от длины ствола скважины, ее диаметра и толщины стенки колонны:

где h_тз — глубина текущего забоя; d_вн — внутренний диаметр эксплуатационной колонны.

Кроме того, на период ремонта скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины на солерастворный узел.

Технология глушения

Расстановка и монтаж оборудования

Агрегаты должны быть расстановлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью. Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны и расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Выхлопные трубы должны быть оборудованы глушителями и искрогасителями. Не допускается установка агрегата под линии электропередач. Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными устройствами заводского изготовления и манометрами. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.

Рис. 2. Расстановка наземного оборудования при глушении скважин.

Монтаж нагнетательного трубопровода должен производиться из труб и стальных шарнирных соединений высокого давления. Трубы нагнетательной линии раскладываются от насосных агрегатов к устью скважины:

Рис. 3. Схема быстроразъёмного соединения.

Испытание на герметичность

После сборки линий производится испытание линий на герметичность:

Линии считаются герметичными, если в течение 3-х минут давление опрессовки не падает. В случае обнаружения пропусков, давление снизить до атмосферного, произвести устранение пропусков и повторить опрессовку снова.

Закачивание раствора глушения

Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном — в затрубное пространство.

Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным. Прокачивание необходимого объёма жидкости глушения должно быть непрерывным с поддерживанием противодавления жидкости на линии выхода жидкости из скважины в пределах 2-3 МПа. При поглощении жидкости глушения пластом-коллектором необходимо уменьшить противодавление на пласт, регулируя его в диапазонах коэффициента К и снизить противодавление на линии выхода жидкости до минимума, производя глушение на ёмкость.

При закачивании необходимо наблюдать за показаниями манометров и герметичности нагнетательных линий. Не допускается нахождение персонала в зонах близлежащих к нагнетательным линиям.

Если производится глушение в два и более циклов, то скважина закрывается и ставится на отстой на время указанное в плане. Перерыв между циклами глушения должен составлять:

При глушении скважины в 2 цикла (для скважин с глубиной спуска насоса, хвостовика или НКТ, составляющей более половины длины ствола скважины до интервала перфорации) объем жидкости глушения должен быть для первого цикла не менее величины полного объема эксплуатационной колонны от глубины спуска насоса (башмака хвостовика или НКТ) до забоя.

Для второго цикла не менее полного объёма эксплуатационной колонны до глубины спуска насоса или хвостовика с учетом водоизмещения НКТ. Без наличия этого объема на скважине начинать глушение запрещается.

Перед глушением, кроме случаев, связанных с негерметичностью лифтов НКТ, производится сбитие сбивного клапана путём сбрасывания лома.

Объём жидкости глушения для 1-го цикла глушения определяется по формуле:

Объём жидкости глушения для 2-го цикла глушения определяется по формуле:

где V_{водоизм} — водоизмещение НКТ.

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.

Замер плотности жидкости глушения

Контроль плотности раствора является неотъемлемой частью процесса глушения скважин. Для замера плотности используется ареометр. Чтобы замерить плотность с помощью ареометра необходимо:

Плотность жидкости глушения должна соответствовать плотности, указанной в согласованном плане работ.

Стравливание давления из скважины

Стравливание давления после окончания глушения происходит по следующей последовательности:

После того как скважина заглушена (давление в трубном и затрубном пространстве равны нулю), можно приступать к монтажу подъёмного агрегата и к самому ремонту скважины.

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Инструкция по глушению скважин

— жидкость для глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами ;

— фильтрат жидкости для глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы при любом значении рН пластовой воды ;

— жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0.1 мм / год ;

— жидкость для глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях ;

— жидкость для глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной ;

— жидкость для глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании ;

— содержание мех. примесей в жидкости для глушения не должно быть не более 100 мг / л, при этом размер частиц должен быть не более 0.02 мм.

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

1 способ – глушение жидкостями на водной основе:

— подтоварной водой (технической) ;

— водными растворами неорганических солей (хлористый натрий, хлористый магний, хлористый кальций, хлористый калий) ;

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.

2.1. 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%.

Y жг=Кз х (Рпл х 10 2 ) / (Н х 9.81) (формула 1)

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

2.2. 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.

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

2.3.2. На фонтанных скважинах текущее пластовое давление замеряется глубинным манометром.

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

Вид жидкости глушения

Раствор хлористого натрия

Раствор Хлористого кальция

2.5. Количество реагента ( NaCl, CaCl ₂ ), требующегося для приготовления необходимого объема жидкости глушения определенной плотности, рассчитывается по формуле:

жидкости глушения, г / см 3

При приготовлении жидкости глушения можно пользоваться данными, приведенными в «Приложение-1».

Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения.

Глубина скважины, м

Допустимые отклонения при плотности

жидкости глушения, кг / м 2

Раздел 3. Расчет объема жидкости и количества

циклов глушения скважины.

3.1. 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.

3.2. Общий объем жидкости для глушения скважины рассчитывается по формуле:

где: V эк=( p D 2 /4)xH;

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-168.3 м считать равным 152.3 мм (толщина стенки 8 мм).

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

Формула, определяющая объем жидкости, вытесняемой металлом штанг:

Средневзвешенный диаметр штанг определяется:

3.3. 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:

3.4. 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:

Раздел 4. Подготовительные работы к глушению скважины.

4.1. Останавливается скважина, производится ее разрядка, проверяется исправность запорной арматуры.

4.2. Определяется величина текущего пластового давления.

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

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

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

4.6. Проверятся наличие циркуляции в скважине, и принимается решение о категории ремонта.

Технология глушения скважины.

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

5.4. 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.

5.5. При глушении скважины в два и более циклов время отстоя скважины, необходимое для замещения раствора, определяется по формуле.

где: V отн – 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 ) ;

t о – 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. Формула 4).

Глушение фонтанных и нагнетательных скважин

5.7.1. 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).

5.7.3. К концу глушения скважины давление прокачки необходимо постепенно снижать путем открытия задвижки на затрубном пространстве или уменьшения производительности насоса.

Глушение скважин, оборудованных насосами.

5.8.1. 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.

5.8.2. Скважину после первого и последующих циклов глушения оставляют на отстой, на время.

5.8.3. 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

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

5.9.2. 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.

5.9.3. Приготовление жидкости глушения с добавкой химреагентов необходимо производить путем интенсивного их перемешивания.

5.9.4. Закачку жидкости глушения в скважину с добавкой химреагентов осуществлять при первом цикле глушения.

Меры безопасности при глушении скважин.

6.1. Глушение скважины может быть начато только после оформления двухстороннего акта о приеме скважины в ремонт (мастер бригады КРС и представитель ПДНГ, ЦППД).

6.2. Глушение скважины производится по заданию мастера КРС. Проведение глушения скважины без плана ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

6.3. 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.

6.4. Площадка размером 40х40 м, на которой устанавливаются агрегаты, должна быть освобождена от посторонних предметов, зимой от снега.

6.5. 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.

6.6. 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.

6.7. 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.

6.8. При глушении скважин давление прокачки жидкости глушения не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны данной скважины.

6.9. 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.

6.10. 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.

6.11. 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.

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

Ответственность за выполнение требований инструкции.

7.1. За подготовку территории куста и скважины к глушению скважины отвечает мастер ЦДНГ, ЦППД.

7.2. За достоверность данных по текущему пластовому давлению, на момент глушения скважины, отвечает геологическая служба ЦДНГ, ЦППД.

7.3. За соответствие удельного веса жидкости глушения расчетной величине – указанной в плане-задании на глушение скважины, выполнение всего комплекса работ по подготовке скважины к глушению, соблюдение технологии глушения скважины и мер безопасности при глушении скважины отвечает мастер бригады КРС.

материалов необходимых для приготовления одного кубометра жидкости глушения соответствующей плотности.

Источник