Ликвидация газонефтеводопроявлений, глушение скважин.

Глушение скважин


Ликвидация газонефтеводопроявлений, глушение скважин.

Технико-технологические требования по предупреждению газонефтеводопроявлений

 

В целях предупреждения нефтегазопроявления при текущем и капитальном ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин до и во время их ремонта необходимо создать противодавление на продуктивный пласт жидкостью определенного удельного веса – "жидкость глушения", свойства которой должны отвечать следующим требованиям:

  •  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);
  •  сеноманской водой.

2 способ – глушение жидкостями на углеводородной основе (обратные эмульсии)

3 способ – объединяет преимущества двух первых способов глушения, включает в себя комбинированное применение обратной эмульсии и минерализованной воды. Технология основана на естественным осаждением на забой, в интервале перфорации, более тяжелой обратной эмульсии по сравнению со скважинной жидкостью, после чего производится промывка минерализованной водой необходимой плотности.

Плотность обратной эмульсии 1060 – 1350 кг/м3. На месторождениях Западной Сибири рекомендуется использовать составы обратной эмульсии на СаСl2. Объем обратной эмульсии 3-6 м3.

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.

Ликвидация газонефтеводопроявлений, глушение скважин.Определение плотности жидкости глушения

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%.

Коэффициент запаса (величиной 10 от расчетной плотности жидкости глушения) предусматривается для создания противодавления на пласт в целях предотвращения самоизлива скважины – от непредвиденных и неконтролируемых факторов во время ремонта скважины, а также недостаточной точности замера пластового давления.

  •  Для скважин с обводненностью продукции 80% и более и газовым фактором не более 100 м3/м3 допускается уменьшение коэффициента запаса 5%.
  •  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 м3) должен быть загущен полиакриламидом или КМЦ.
  •  При отсутствии достоверных данных о текущем пластовом давлении, не позднее, чем за трое суток до ремонта скважины оно должно быть определено.
  •  На скважинах механизированного фонда (не с аномально низким пластовым давлением) – с помощью избыточного давления, которое замеряется после полной замены скважинной жидкости жидкостью глушения или промывочной и отстоя скважины в течение не менее 24 часов.

 Текущее пластовое давление, при этом, рассчитывается по формуле:

Ликвидация газонефтеводопроявлений, глушение скважин.

где: Ризб – избыточное давление на устье скважины, атм.

На фонтанных скважинах текущее пластовое давление замеряется глубинным манометром.

 Для глушения, в ОАО "Томскнефть" ВНК, используются следующие жидкости глушения:

Вид жидкости глушения

Плотность, г/см3

Сеноманская вода

Пластовая вода

Раствор хлористого натрия

Раствор Хлористого кальция

До 1.03

1.01 – 1.05

1.05 – 1.18

1.18 – 1.30

Количество реагента (NaCl, CaCl2), требующегося для приготовления необходимого объема жидкости глушения определенной плотности, рассчитывается по формуле:

Ликвидация газонефтеводопроявлений, глушение скважин.

где:

  • Мр – количество реагента, кг;
  • gр – удельный вес реагента, г/см3
  • (gжг – удельный вес жидкости глушения, г/см3
  • gв – удельный вес воды, используемой для приготовления
  • жидкости глушения, г/см3
  • Vр – требуемый объем жидкости глушения, м3
  • Удельные веса NaCl – 2,15 г/cм3 (2 150 кг/м3)
  • CaCl2 – 2,20 г/см3 (2 200 кг/м3)

Не допускается отклонение величины плотности жидкости глушения от расчетной более чем на + 0.02 г/см3. Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения:

Глубина скважины, м

Допустимые отклонения при плотности

жидкости глушения, кг/м2

 

До 1300

1300-1800

более 1800

До 1 200

20

15

10

До 2 600

10

10

5

До 4 000

5

5

5

 

Ликвидация газонефтеводопроявлений, глушение скважин.Расчет объема жидкости и количества циклов глушения скважины.

 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.

 Общий объем жидкости для глушения скважины рассчитывается по формуле:

Ликвидация газонефтеводопроявлений, глушение скважин.

где:

  • Vэк=(pD2/4)xH;
  • Н – глубина скважины до цементного моста,
  • D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны.
  • VэкО – объем эксплуатационной колонны, с учетом спущенного подземного оборудования.

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-127 мм считать равным 113 мм (толщина стенки 7мм);
  •  внутренний диаметр э/к d-146 мм считать равным 130 мм (толщина стенки 8 мм);
  •  внутренний диаметр э/к d-168.3 м считать равным 152.3 мм (толщина стенки 8 мм).
  

Ликвидация газонефтеводопроявлений, глушение скважин.

где :

  •  dнкт-dнктВ- соответственно внешний и внутренний диаметр НКТ,
  • Нсн – глубина спуска насоса, м.

Формула, определяющая объем жидкости, вытесняемой металлом штанг:

 
Ликвидация газонефтеводопроявлений, глушение скважин.

 

 

Средневзвешенный диаметр штанг определяется:

dштСр=((dшт1 х h1) + (dшт2 х h2) + (dшт3 х h3)/Hсп

где:

  • dшт1, h1 … диаметры и длины ступеней колонны штанг.

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:

 
Ликвидация газонефтеводопроявлений, глушение скважин.

Количество циклов определяется:

Кц=VэкО/V1ц

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:

V2ц=VэкО-V1ц+3, м3

При 3.5 Кц = 2.5 объем третьего цикла вычисляется по формуле:

V3ц=V1ц+3, м3

объем второго цикла

V2ц=VэкО=V1ц-V3ц, м3;

При Кц 3.5 объем четвертого и второго циклов глушения вычисляется по формуле:

V4ц=V1ц+3; V2ц=V1ц,

объем третьего цикла вычисляется по формуле:

V3ц=VэкО-V1ц-V2ц-V4ц, м3.

Ликвидация газонефтеводопроявлений, глушение скважин.Подготовительные работы к глушению скважины.

  •  Останавливается скважина, производится ее разрядка, проверяется исправность запорной арматуры.
  •  Определяется величина текущего пластового давления.
  •  Производится расчет необходимой плотности жидкости глушения и материалов для ее приготовления.
  •  Готовится требуемый объем жидкости глушения соответствующей плотности с учетом аварийного запаса.
  •  Расставляются агрегат и автоцистерны, производится обвязка оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое в 1.5 раза. Нагнетательная линия оборудуется обратным клапаном.
  •  Проверятся наличие циркуляции в скважине, и принимается решение о категории ремонта.

Технология глушения скважины


  •  Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения заканчивается 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.
  •  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.
  •  При глушении скважины в два и более циклов время отстоя скважины, необходимое для замещения раствора, определяется по формуле.

to 1.2… n-1 = Hз1.2 …n-1-Hж1.2…n-1

где: Vотн – относительная скорость жидкости глушения и скважинной жидкости в условиях отстоя (равная 70 м/час для нефти плотностью 0.81 г/см3 и воды плотностью 1.0 г/см3);

Нж1.2…n-1 – высота столба закаченной жидкости (приведенная к внутреннему объему эксплуатационной колонны) при первом и последующих циклах глушения, м;

Нз1.2…n-1 – высота замещения скважинной жидкости – жидкостью глушения (взятая от низа спущенного в скважину оборудования Нсп до границы раздела скважинной жидкости и жидкости глушения. При первом цикле глушения – до башмака скважины), м;

tо – продолжительность отстоя, час.

Нж1.2…n-1=Vжг1.2…n-1

Vэк1

Относительная скорость замещения скважинной жидкости – жидкостью глушения, при разном соотношении их плотностей, может быть определена по графику .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 .

  •  При глушении скважин с высоким газовым фактором (более 200 м3/м3, и с пластами имеющими поглощающие интервалы должна предусматриваться закачка в зону фильтра буферной пачки загущенной жидкости или ВУС. При интенсивном поглощении используются нефтеводо – кислоторастворимые наполнители – кольматанты с последующим восстановлением проницаемости ПЗП.
  •  Глушение фонтанных и нагнетательных скважин.
  •  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).
  •  Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят, при условии выхода циркуляции жидкости глушения, с противодавлением ( в пределах допустимого для данной эксплуатационной колоны) – достаточным для прекращения работы пласта. Величина противодавления регулируется задвижкой на затрубном пространстве, при этом, давление в линии отвода скважинной жидкости (выкидная линия) не должно превышать 30 кг/см2.
  •  К концу глушения скважины давление прокачки необходимо постепенно снижать путем открытия задвижки на затрубном пространстве или уменьшения производительности насоса.
  • Глушение скважин, оборудованных насосами.
  •  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.
  •  Скважину после первого и последующих циклов глушения оставляют на отстой, на время, рассчитанное по формуле 8.
  •  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.

 Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением производится сеноманской или подтоварной водой без создания противодавления на пласт.  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. Приготовление жидкости глушения с добавкой химреагентов необходимо производить путем интенсивного их перемешивания. Закачку жидкости глушения в скважину с добавкой химреагентов осуществлять при первом цикле глушения.

Ликвидация газонефтеводопроявлений, глушение скважин.

Меры безопасности при глушении скважин.

  •  Глушение скважины может быть начато только после оформления двухстороннего акта о приеме скважины в ремонт (мастер бригады КРС(ТРС) и представитель ПДНГ, ЦППД).
  •  Глушение скважины производится по заданию мастера КРС (ТРС). Проведение глушения скважины без плана ЗАПРЕЩАЕТСЯ.
  •  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.
  •  Площадка размером 40х40 м, на которой устанавливаются агрегаты, должна быть освобождена от посторонних предметов, зимой от снега.
  •  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.
  •  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.
  •  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.
  •  При глушении скважин давление прокачки жидкости глушения не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны данной скважины.
  •  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. При более длительном простое скважины в ожидании ремонта, скважина должна быть заглушена повторно до начала ремонтных работ.
  •  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.
  •  «Акт на глушение скважины» подписывается (с указанием удельного веса и объема жидкости глушения), лицом производившим глушение скважины, мастером бригады КРС и машинистом агрегата.
Обучающий фильм по глушению скважин


 
0

Добавить комментарий

Войти с помощью: