Практические занятия 2009

Тема 3. Глушение и освоение скважин в процессе ремонта

НИ

Практическое занятие №2 (2ч)

Г

3.1.Глушение скважины

А

3.1.1.Условия и требования к глушению скважин

Перед началом ремонтных работ подлежат глушению:

ü Скважины с пластовым давлением выше гидрост тического.

е

ü Скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в

которых согласно расчетам сохраняются условия фонтанирования или

нефтегазопроявления.

ка

Скважины, в продукции которых содержится сероводород, должны быть

заглушены жидкостью, содержащей нейтрализа ор сероводорода при Рпл. >

и

Ргидрост.;в скважинах, в которых Рпл. < Ргидр стт., необходимо произвести

замену объема скважинной жидкости

на жидкость

расчетной

плотности,

л

той

же плотности

или

содержащей нейтрализатор сероводорода, ГЭРо

девонскую нефть.

б

При

выборе

составов

жидкостей

глушения

необходимо

руководствоваться

«Инструкцией

по

технологии

глушения

и

промывки

и

нефтедобывающих скважин с сохранением коллекторских свойств

продуктивных пластов»

Производят расчет необход мой плотности жидкости глушения с учетом

пластового давления, указанного в плане работ и, при необходимости, -

перерасчет по уточненному за трое суток до начала ремонта скважины

пластовому давлению.

б

Расчет плотности жидкости глушения должен производиться по формуле

(3.2.1):

н

ая

ρжгл

= к

Рпл

(3.1.1)

g

× (H

- Lудл)

где

о

Pж.г - плот ость жидкости глушения, кг/м3;

р

Pп.л

- пласт вне давление, МПа;

К – коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной:

К=1,1 – для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);

к

К=1,05 - для интервалов свыше 1200 м до проектной глубины;

Н – глубина скважины до кровли перфорированного пласта или до

е

подвес итнасоса, м;

л

Lудл. – удлинение скважины, м.

31

В необходимых случаях планом работ может устанавливаться большая

Э

п отность жидкости глушения, но при этом противодавление

на пласт

не

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

НИ

должно превышать пластовое давление на 1,5 МПа для скважин глубиной до

1200 м и 2,5 – 3,0 МПа – для более глубоких скважин.

Готовят необходимый объем

жидкости

глушения,

не влияющей на

Г

коллекторские свойства пласта, объем которой определяют исходя из геолого-

технических условий.

А

Останавливают скважину, проверяют исправность запорной арматуры на

устьевом оборудовании.

Расставляют агрегаты и автоцистерны, производят обвязку оборудования

ка

и гидроиспытание нагнетательной линии на полуторократное рабочее давление,

предусмотренное планом работ.

3.1.2. Проведение процесса глушения

Глушение фонтанных (газлифтных)

и

т

нагн тат льных скважин

производят

закачиванием

жидкости

глушения

чер з НКТ

или межтрубное

о

пространство до выхода жидкости глушения на поверхностье

и выравнивания

плотностей входящего и выходящего потоков для

беспечения необходимого

противодавления на пласт.

и

Глушение скважин, оборудованных ЭЦН

ШГН,

производят после

остановки

скважинного

насоса и

открыт я

(сб вания)

циркуляционного

б

(сбивного) клапана заменой скважинной жидкости на жидкость глушения до

глубины подвески насоса.

Жидкость г ушения закачивают в скважину через

и

НКТ до выхода ее через межтрубье. При отсутствиил

(отказе) циркуляционного

клапана жидкость глушения закач вают в межтрубное пространство, создавая

б

циркуляцию через насос, не превышая при этом давления, допустимого на

эксплуатационную

колонну.

По окончании замены объема задвижки закрывают, а затем через расчетное

время осаждения жидкости глушения на забой замеряют давление на устье, и

при его наличии закачивают жидкость глушения до появления ее на

поверхности. При отсутствии избыточного давления и выхода газа скважина

н

считается заглушенной. Р счетное время осаждения жидкости глушения (Т)

определяют по формуле (3.2.1):

Т = H/V,

н

ая

(3.2.1.)

где

Н - расстоя ие от приема насоса до забоя скважины, м;

о

V - скорость замещения жидкостей, м/с (зависит от разности

плотностей и вязк сти жидкости глушения и принимается равной 140-180 м/ч

для СаС12

в ПДВ; 280-360 м/ч для гидрофобной эмульсии в пластовой воде;

т

360-430 м/ч для загущенного модифицированным крахмалом раствора СаС12 в

ПДВ.

Глушениер

скважин

на

период капитального ремонта

(с заменой

с важинной жидкости на жидкость глушения в полном объеме скважины).

е

скважинной жидкости на жидкость глушения

обусловлена

Полная замена

н обходимостьюк

проведения

технологических операций с

циркуляцией

л

32

Э

жидкости в процессе ремонтных работ.

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

В зависимости от

величины

Рпл

подбирается тип

НИ

и рассчитывается

плотность жидкости глушения, обеспечивающей создание на забое

гидростатического давления столба жидкости Рзаб, превышающего Рпл. на 1,0-

1,5 МПа.

Г

Рассчитывается необходимый объем жидкости для глушения скважины,

А

при этом учитывается объем долива жидкости глушения при подъеме

подземного оборудования.

Для этого плотность жидкости глушения должна быть больше плотности

поднасосной жидкости на 50-60 кг/м3. При этом надо учитывать, что

поднасосная жидкость может быть представлена: нефтью, пластовой девонской

водой или водонефтяной смесью. В зависимости от этого подбир ют плотность

е

жидкости глушения, обеспечивающую ее гарантированное гравитационное

осаждение.

После осаждения жидкости глушения на забой при открытыхка

задвижках

на НКТ и в межтрубном пространстве в НКТ насосным агрегатом закачивают

оставшийся объем жидкости глушения.

Процесс закачки ведут до появления

жидкости глушения на устье.

и

т

Глушение скважин на период текущего ремонта (с частичной заменой

объема скважинной жидкости)

л

о

Глушение

скважин

для

проведения текущего ремонта

(если

не

б

предусмотрено проведение технологических операций с созданием циркуляций

жидкости) возможно не в полном о ъеме скважины. Для этого подбирается тип

и

и рассчитывается плотность жидкости глушения таким образом, чтобы

меньшим объемом жидкости глушен я создать необходимое противодавление

на пласт. Жидкость глушения при этом располагают в интервале от забоя до

подвески насоса или на 100-250 м выше кровли пласта.

По

колонне

НКТ

(при наличии циркуляционного

клапана) или

в

ая

межтрубное пространство (приб

отсутствии

циркуляционного

клапана)

насосным агрегатом закачивают жидкость глушения с расчетной плотностью

до достижения

жидкости

глушения интервала

подвески

насоса.

Задвижки

н

закрывают. Скважину ост вляют в покое для самоосаждения жидкости

глушения на забой.

Глушение скважин с низкими пластовыми давлениями и поглощающими

пластами

В этих условиях получить циркуляцию «межтрубье - колонна НКТ -

р

устье» вод й не удаетсян .

В качестве жидкости глушения должна применяться высоковязкая

обратная

эмульсияо

на нефтяной

основе. Она

выполняет

роль временного

«тампона», перекрывающего продуктивный пласт, остальной объем скважины

к

заполняют водным раствором (продавочной жидкостью). Объем высоковязкой

е

эмульсиит

принимается от 2 до 6 м3 в зависимости от толщины вскрытого

пласта и ее поглощающей способности. Рекомендуемые объемы высоковязкой

л

33

Э

эмульсии представлены в таблице 3.2.1.

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

НИ

Для глушения сероводоросодержащих скважин в обратную эмульсию и

продавочную жидкость добавляется нейтрализатор сероводорода (двуокись

марганца, флотореагент и др.) в объеме 0,1% от объемов жидкостей.

Г

Обратную эмульсию с плотностью, превышающей плотность

поднасосной жидкости, закачивают в НКТ или межтрубное пространство

А

Таблица 3.2.1.

Толщина пласта, м

ка

Объем обратной эмульсии, м3

до 2

1-2

от 2 до 5

2-3

от 5 до 8

е

3-4

от 8 до 12

4-5

более 12

т

5-6

Для

о

проведения технологических процесс в при ремонте скважин

и

(глушение, промывка и т.д.) при отрицательных температурах предлагается

использовать технологические жидкости, пр

готовленные на основе пластовой

девонской воды плотностью 1160-1180

л

кг/м3 с добавлением 0,1-0,2%

облагораживающего реагента типа ФЛЭК, который полностью растворяется в

пластовой воде при любой температуре. П отность технологической жидкости

регулируется добавлением пресной воды на пунктах приготовления.

Температура замерзания жидкости в зависимости от ее плотности приведена в

таблице 3.2.2.

б

и

б

Таблица 3.2.2

Плотность, кг/м3

Температура замерзания, 0С

1160÷1180

ая

-25÷-29

1100÷1120

-20÷-22

1060÷1080

-12÷-15

.

Возможность повышения плотности

технологической жидкости при

н

понижении температуры в процессе ремонта добывающих скважинах с

низкими пластовыми давлениями необходимо согласовывать с геологической

о

конкретной скважине при условии продолжения

службой НГДУ по каждойн

работ на техн л гических

жидкостях

этой

же плотности при повышении

р

температуры.

Плотность жидкости глушения необходимо принимать по наименьшей

т

среднесуточной температуре окружающей среды.

Содержание и последовательность работ

Перед глушением скважин, оборудованных ШГН, необходимо

установить балансир станка качалки в верхнее положение. В скважинах,

оборудованныхк

вставным

насосом

и удлиненным полированным штоком,

л

34

извл чь насос из замковой опоры. В скважинах, оборудованных ЭЦН,

Э

разрушитье

сбивной клапан сбросом ломика через лубрикатор в НКТ.

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

НИ

Установить фланцы с быстросъемным соединением на центральной и

затрубной задвижках нагнетательных скважин; на центральной или затрубной

задвижке - добывающих

скважин,

оборудованных ЭЦН,

навернуть

Г

быстросъемные соединения на устьевой арматуре скважин, оборудованных

ШГН.

А

Обвязать насосный агрегат:

- с устьем скважины и автоцистерной - для добывающих скважин;

- с устьем скважины и автоцистерной и устья скважины с желобной

системой – для нагнетательных скважин.

Опрессовать нагнетательную линию на полуторокр тное давление,

предусмотренное планом работ.

е

Открыть:

- центральную (затрубную) и линейную задвижки - для добывающих скважин;

- центральную и затрубную

задвижки

– для нагн таткальных

скважин;

- для ШГН, оборудованных клапаном «СКОК», созда ь давление для срыва

стержня клапана, не превышая давления более 21 МПа.

и

Пустить насос и закачкой жидкости глушениятиз автоцистерн заменить

объем скважины:

л

- до низа НКТ - в нагнетательных скваж нах;о

- до глубины подвески насоса - в добывающих скважинах.

б

Остановить насос. Закрыть задвижки. Разобрать обвязку агрегата на

нагнетательной скважине.

и

Ожидание осаждения жидкости глушения на добывающей скважине.

Время осаждения жидкости глушен я рассчитывается по формуле (3.1.3.12).

б

Замер устьевого давления. При нал чии избыточного давления открыть

задвижки,

пустить

насос

и произвести второй цикл глушения.

Остановить насос. Закрыть задвижки. Разобрать обвязку агрегата.

ая

н

3.1.3. Расчеты на глушение скважин

В качестве углеводородных жидкостей глушения получили

распространение ЖГ

а основе эмульсий в композиции с эмульгаторами, а

о

аянефть и нефть аэрированная азотом

также дегазирова

Выбрав жидк сть глушения и необходимые компоненты, определяем

расход материал в для ее приготовления.

Масса утяжелителя (тонн) для приготовления 1м3 жидкости глушения

определяется по формуле:

к

рρ у (1

- n)(ρ - ρ в )

M =

(3.3.1.)

е

т

ρ ц - ρ

(1- n + n × ρ

у )

л

где

35

Э

ρу – плотность утяжелителя, т/м3

ρ – плотность жидкости глушения, т/м3

НИ

ρв – плотность воды или жидкости, на основе которой приготовлена ЖГ,

т/м3

n – влажность утяжелителя, %

Г

ρ в

Обычно n в пределах 6-10%.

Объем воды для приготовления 1 м3 ЖГ:

V =

ρ − M

(3.3.2)

ка

В случае использования в качестве ЖГ нефтяной эмульсииА

, ее

плотность может быть определена по формуле:

ρ э =

Vc ρ c + Vф ρ ф

е

V э

где:

Vc – объем углеводородного сырья, м3;

Vф – объем водной фазы, м3;

и

о

т

Vэ – объем

эмульсии, м3;

л

3

ρс – плотность углеводородного сырья, кг/м ;

ρф – плотность водной фазы, кг/м3;

ρэ – плотность

эму ьсии, кг/м3.

Расход компонентов для приготовления 1 м3

эмульсии

заданной

плотности рассчитывают по следующ мбформулам:

ρ ф − ρ′э

ρ′

э− ρ

с

Vc

=

Vф

=

и

ρ ф

− ρ с

ρ

ф − ρ с

ая

ρ′

э− ρ э

ρ′

б

(3.3.3.)

Vф′

=

Vу

=

э− ρ э

ρ ф − ρ э

н

ρ

у − ρ э

где:

н

3

;

у

ρ’э – требуемая плот ость эмульсии, кг/ м

V’ф – объем твердой фазы, требуемой для повышения плотности,

исходной эмульсии до заданного значения, м3;

V

– бъем утяжелителя требующегося для придания жидкости заданной

р

плотности, м3;

т

мелкодисперстного утяжелителя, кг/ м3.

ρу – плотностьо

Если колонна технологических (лифтовых труб) не спущена до забоя и

к

находи ся на глубине L меньшей глубины H, а поглощение продуктивного

е

пласта отсутствует, то глушение скважины можно произвести по двум

вариантам:

36

л

Вариант А

Э

Глушить скважину в два этапа:

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

V = π × L(D2

- d 2

+ d

2 ) (м3 )

и V2

НИ

Для этого объемы скважины V1

(соответственно в интервале

спущенного фильтра и от забоя до башмака лифта) определяются по формуле:

V2

=

π D0

2 ×l

(м3 )

(3.3.4.)

4

А

Г

1

4

0

0