ТЕХНОЛОГИИ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН
.pdf
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:
ρ= |
Рпл(1+П −) |
6 |
, |
|
h cos α g 10 |
|
/1/ |
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
Емкость |
Жидкость глушения |
Жидкость глушения |
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.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 |
Н |
|
Т= |
, |
|
где: T – расчетное время, с, |
V |
/3/ |
|
|
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.
|
|
|
Цементировочный (промывочный) |
агрегат |
Емкость |
Жидкость |
глушения |
Жидкость глушения |
|