Разрядка скважины что это

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

Легко ли добыть нефть. Как заглушить скважину. Часть 3.

Перед глушением скважины следует произведи расчёт нужного объема жидкости глушения. Он равен полному объему скважины – объем скважинного оборудования + коэффицент запаса, равный десяти процентам. Под объемом скважинного оборудования понимается объем, который вытесняется металлом НКТ и штанг (при наличии ШСНУ). Объем ЭЦН, кабеля обычно не учитывается.

При расположении насоса выше 100-150 метров глушение проводят в два цикла. Это проводится для того, чтобы жидкость, которую закачивают в скважину, смогла осесть на забой. Иначе там останется нефтегазовая пачка, которую рано или поздно выбросит наружу во время ремонта.
Объем первого цикла по большинству регламентов равен объему затрубного пространства от приема насоса до устья. Исключение только регламент Славнефти. Я не знаю, какой там проектный институт разрабатывал его, но там прописан реальный бред. Объем первого цикла, согласно ему, составляет только объем скважины, которая находится под насосом. Даже без учета объёма трубы. При этом неважно, куда закачивать – в НКТ или затруб. И в результате могли глушения проходить так: закачать первый цикл 7 м3, техотстой 23 часа, потом закачать 40 м3. Много было скандалов по поводу объемов и времени техотстоя, я знаю, что негласно начали глушить по-другому, как ГПН, не знаю только, внесли ли они изменения в техрегламент.
После того, как закачан объем первого цикла скважина ставится на техотстой. Его время зависит от расстояния от приема насоса до забоя. Не смотря на то, что разные жидкости опускаются с различной скоростью, берется усредненное время согласно РД 153-39-023-97 «Правила ведения ремонтных работ в скважинах», которое составляет 0,04 м/сек, 144 метра в час. То есть, ели от насоса до забоя 300 метров, то время техостоя составляет чуть больше двух часов, после чего закачивают весь оставшийся объем.

Многоциклично глушат скважины после консервации или после бурения. Обычно во время консервации и после бурения в скважине оставляют порядка пятиста метров НКТ с воронкой. Объем цикла берется полный объем затруба и НКТ на расстоянии спущенной трубы. Например, если колонна 168 мм, а труба 73 мм, этот объем примерно будет 5 м3. Закачивают первый цикл, и скважина ставится на техотстой, время которого равно времени осаждения жидкости на глубину, равную длинне спущенной трубы. Т. е. если спущено пятьсот метров, то время техотстоя составит почти 3,5 часа, обычно его округляют (500/144=3,47). Затем повторяют второй цикл такого же объема и такой же продолжительности техотстоя. И это будет повторяться столько времени, пока жидкость первого цикла не достигнет забоя. Т. е., если глубина скважины 3000 метров, спущено около 500 метров, то будет шесть циклов с 3,5 часами техотстоя.

Теперь разберемся, куда глушить. По умолчанию глушение всегда производится в НКТ. Во-первых, это ускоряет глушение, во-вторых, создается меньшее давление, к которому наиболее критичен кабельный ввод, в-третьих, отсутствие противодвижения жидкостей: закачиваемой ЖГ и всплывающей скважинной жидкостью. Глушение в НКТ называется прямым.
Но в некоторых случаях делают обратное глушение – в затруб. Оно проводится в том случае, когда не удалось открыть сбивной клапан, когда трубы забиты АСПО, либо при некоторых видах ремонта, например, замена кабельного ввода с контрольным замером изоляции (КЗИ).

Теперь вкратце опишу порядок глушения. Перед глушением необходимо разрядить скважину. Обычно это делают в дренажную емкость АГЗУ (автоматическая групповая замерная установка), но если оператора не дождаться – стравливают и сами. Затем собирают линию, в которой ставят фильтр, обратный клапан и кран высокого давления (КВД). В реальности ставят только КВД. Затем опрессовывают линию на полуторократное ожидаемое давление. И начинают качать.

Разрядка скважины. Вариант узбекских распиздяев

Если на конце трубы находится воронка – нет никаких проблем. Другое дело, когда находится ЭЦН и пакер. Кака я уже писал, в комплектацию ЭЦН всегда входит обратный клапан, который закрывается при движении жидкости сверху вниз, от устья к забою, что и происходит при прямом глушении. Поэтому в комплект ЭЦН также входит сбивной клапан, который еще называется сливной муфтой. Он состоит из корпуса в виде муфты и специального латунного штуцера, который вворачивается в корпус муфты. Перед глушением в скважину сбрасывают специальный сбивной ломик, которые движется по трубам, набирает скорость и ломает штуцер по выточкам, в результате чего происходит соединение трубы и затруба.

Сбивной клапан с ввернутым штуцером

Если клапан не удалось сбить, то в трубы сбрасывают (спускают на проволоке лебедкой) перфоратор НКТ. Он срабатывает от давления в трубах, которое устанавливается соответствующее гидростатическому на заданной глубине. Наконечник закреплен шпилькой, при росте давления шпилька срезается, под давлением наконечник из твердосплавного материала конуса-пробойника с скоростью выдвигается и из пробивает трубу.

Перфоратор на пригрузе. На втором фото виден наконечник пробойника

Другой вариант – использование мандрелей и циркуляционных клапанов. Под мандрелью понимается скважинная камера, которая входит в состав НКТ. В мандрели находится боковой карман, где размещают различное внутрискважинное оборудование. Оно спускается туда на специальном инструменте – экстракторе. Изначально мандрель разрабатывалась для спуска газлифтных клапанов, но оказалось настолько удобным, что начали применять и для размещения других инструментов, например, циркуляционных клапанов.

Они работают по-разному, например, от скидывания в них металлического шарика, избыточного давления в НКТ, открытия с помощью экстрактора и пр. Особенно часто мандрели применяются в компоновках с пакером. Например, в скважинах ППД, или компоновке ЭЦН+пакер. Глушение скважин с пакером имеет свои особенности. Дело в том, что пакер разделяет трубное и затрубное пространство. Затруб имеет нулевое давление, а под пакорм давление избыточное. Поэтому после срыва пакера жидкость и газ могут сразу устремляться в затруб и просиходит выброс. Да и сорвать пакер невозможно, так как из трубок идет газожидкостная смесь. Поэтому сначала глушат трубки, для чего прокачивают объем НКТ и подпакерного пространства скважины. Для этого жидкость продавливают на пласт, оно, порой, бывает куда больше сотни атмосфер. После чего срывают пакер и глушат в затруб. Но если есть мандрель над пакером, после глушения в НКТ открывают циркуляционный клапан, прокачивают объем затруба и можно безопасно срывать пакер

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

Глушение скважин

Расстановка техники
• Агрегаты должны быть установлены 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. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1 м. Выхлопные трубы должны быть оборудованы глушителями и искрогасителями.
• НЕ ДОПУСКАТЬ установку агрегата под ЛЭП.
• 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.

Определение давления
• Давление определяется при помощи манометра по показаниям стрелки.
• На манометре должна быть установлена контрольная стрелка показывающая максимальное рабочее давление.
• Манометр выбирается так, чтобы предполагаемые показания рабочего давления находились в средней трети шкалы манометра.

Стравливание давления из скважины
• Останавливается скважина,
• На всех задвижках промывочного оборудования необходимо проверить наличие надписей с указанием направления открытия или закрытия задвижки.
• Производится разрядка скважины открытием задвижки.
• Проверяется исправность запорной арматуры.
• Открытие задвижки осуществляется вращением (поворотом) штурвала в направлении указанном на штурвале (в основных случаях — в направлении против часовой стрелки)

Сборка линий
• Монтаж нагнетательного трубопровода должен производиться из труб и стальных шарнирных соединений высокого давления.
• Трубы нагнетательной линии раскладываются от насосных агрегатов к устью скважины;
• в местах соединений производится их укладка на деревянные выкладки;
• проверяется исправность резинового уплотнительного элемента на ниппеле трубы;
• ниппель направляется в муфту соседней трубы и наживляется гайка БРС в направлении по часовой стрелке;
• ударами кувалды производится закрепление гайки БРС;
• для возможности сборки линий в различных плоскостях в отношении к труб друг к другу применяются стальных шарнирных соединений высокого давления соединение которых с трубами аналогична приведеному выше.

Испытание на герметичность
• После сборки линий производится испытание линий на герметичность.
• Закрывается задвижка на ФА;
• удаляется персонал из опасной зоны;
• по команде руководителя работ начинется нагнетание жидкости в напорные линии до 1,5-кратного значения ожидаемого рабочего давления (указано в плане работ);
• 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.

Замер плотности жидкости глушения

Замеры плотности производятся следующим образом:
• Произвести отбор пробы жидкости глушения; заполнить ведерко водой;
• Отвернуть нижнюю часть ареометра;
• Налить в нее пробу;
• Соединить верхнюю и нижнюю часть ареометра;
• Опустить ареометр в ведерко;
• Определить по риске погружения на шкале прибора плотность жидкости глушения.
• Плотность жидкости глушения должна соответствовать плотности, указанной в плане работ.

Закачка 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.
Расход жидкости глушения должен выбираться большим, чем производительность скважины, путем регулирования скорости закачки или штуцированием задвижки — для создания противодавления на пласт.
• Перед началом закачки жидкости глушения в скважину открыть задвижку на ФА.
• При закачке необходимо следить за показаниями манометров и целостности нагнетательных линий.
• ЗАПРЕЩЕНО находиться в зонах близлежащих к нагнетательным линиям.
• Производится закачка запланированного объема задавочной жидкости.
• Если производится глушение в два и более циклов, то скважина закрывается и ставится на отстой на время указанное в плане.
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.

Заключительные работы после глушения
• 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.
• После закачки в скважину задавочной жидкости, устье скважины перед производством работ оборудуется по утвержденной схеме.

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