8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Какие способы глушения скважин вы знаете


Методы глушения скважины Цели методов глушения при Управлении

Методы глушения скважины Цели методов глушения при Управлении Скважиной • Безопасно выкачать приток из скважины • Вернуть контроль над скважиной путем восстановления гидростатического баланса • Избежать повторных проявлений • Избежать чрезмерных давлений, которые могут привести к подземному выбросу . Две циркуляции Метод Бурильщика Первая – удаляет приток с помощью используемого бурового раствора. Вторая – вытесняет используемый буровой раствором глушения. . Одна циркуляция Метод Ожидания и Утяжеления Удаляется приток и вытесняется используемый буровой раствором глушения.

МЕТОД БУРИЛЬЩИКА (+) Основные преимущества ØЕдинственно возможный способ, если на буровой ограниченное количество барита ØОграничения смесительного оборудования означают более долгое ожидание приготовления раствора ØМиграция газа менее вероятна ØЦиркуляция начинается сразу же Ø Меньше расчетов вначале операции глушения

МЕТОД БУРИЛЬЩИКА (-) Основные недостатки ØСкважина находится под давлением больший период времени при двух циркуляциях ØПри некоторых обстоятельствах, наблюдается высокое давление на башмаке ØДлительный промежуток времени наблюдается высокое давление на стояке ØВысокое устьевое давление в затрубном пространстве

Метод бурильщика. Первая Циркуляция Насос для глушения приводится к скорости глушения, при этом удерживается стабильное давление в затрубе. Устанавливается и удерживается стабильным давление в трубах (начальное давление циркуляции) Газ расширяется и поднимается по затрубному пространству. Максимальное давление на башмаке достигается тогда, когда верх притока находится на башмаке. 30 25 35 40 45 50 55 20 30 25 35 40 45 20 Что происходит с давлением на башмаке на этом этапе? Максимальное давление в затрубе наблюдается тогда, когда газ достигает устья скважины. 15 10 50 55 Что происходит с 15 давление м в затрубе 10 5 0 на этом этапе? 30 0 SPM Что происходит с высотой притока на Давление в затрубе снижается, когда газ выходит через дроссельное этом этапе? отверстие После закрытия скважины, оба манометра должны показывать одинаковое давление Как только приток выкачан из скважины, закачивается раствор глушения 60 65 75 70 60 65 5 0 75 70

Метод Бурильщика Первая Циркуляция 80 70 Максимальное давление в затрубном пространстве наблюдается тогда, когда газ находится на устье. Пока газ выкачивается из ствола скважины, устанавливается и удерживается стабльное начальное давление циркуляции. 60 бар 50 40 30 Давление в затрубе возрастает. После выкачивания газа, давление в затрубе равняется давлению в трубах. 20 Оба манометра должны показывать одинаковое давление после закрытия скважины. 10 500 1000 1500 Ходы насоса 2000 2500 3000

Метод Бурильщика, Вторая циркуляция 30 25 35 40 45 50 55 20 Насос глушения приведен к скорости глушения, при этом удерживается стабильное давление в затрубе. 30 25 35 40 45 Устанавливается давление в бурильной трубе (Начальное давление циркуляции) 55 60 15 10 65 5 0 75 Давление в бурильной трубе падает с начального давления циркуляции до конечного давления циркуляции. Давление в затрубе должно оставаться стабильным по мере того, как раствор глушения поступает на долото. 30 0 SPM Конечное давление циркуляции достигается, когда раствор глушения поступает на долото. Давление в затрубе снижается по мере того, как раствор глушения выкачивается на устье. Когда раствор глушения достигает устья, скважину закрывают и оба показателя давления – в трубах и затрубе должны упасть до нуля. 15 10 50 20 70 60 65 5 0 75 70

Метод Бурильщика. Вторая циркуляция 80 70 60 50 Начальное давление циркуляции установлено и отслеживается его падение к конечному давлению циркуляции по мере того, как раствор глушения закачивается вниз по бурильной трубе. 40 бары 30 20 10 Давление в затрубе остается стабильным по мере того, как раствор глушения поступает на долото. Давление в затрубе снижается по мере того, как раствор глушения поступает на устье. 500 1000 1500 Ходы насоса 2000 После закрытия скважины оба показателя давления должны упасть до нуля. 2500 3000

Диаграмма давлений при глушении скважины способом бурильщика

МЕТОД ОЖИДАНИЯ И УТЯЖЕЛЕНИЯ (+) Основные преимущества ØОдна циркуляция означает меньше времени на дросселе и меньше времени оборудование находится под давлением. ØВ некоторых ситуациях, давление на башмак обсадной колонны ниже. ØС большим интервалом открытой скважины, вероятность потери циркуляции меньше. ØБыстрое снижение давления на стояке.

МЕТОД ОЖИДАНИЯ И УТЯЖЕЛЕНИЯ (-) Основные недостатки ØМожет наблюдаться нежелательная миграция газа во время ожидания приготовления раствора глушения ØМогут возникнуть проблемы со скважиной из-за осаждения бурового шлама или реакционных пород во время ожидания приготовления раствора глушения

Метод Ожидания и Утяжеления 30 25 35 40 45 50 55 20 Одна циркуляция раствором глушения. Насос приводится к скорости глушения, при этом удерживается постоянное давление в затрубе. 30 25 35 40 45 60 15 10 65 0 75 Объем газа увеличивается, по мере того, как он мигрирует вверх по затрубному пространству. Бурильная колонна заглушается, когда раствор глушения достигает долота. 30 0 . Давление в затрубе падает по мере того, как газ выходит через дроссельное отверстие. Когда раствор глушения находится на устье и скважина закрыта, оба манометра давления должны показывать нулевое давление. SPM 70 65 5 55 5 Максимальное давление в затрубе наблюдается тогда, когда газ достигает устья скважины. 15 10 50 20 60 0 75 70

Метод Ожидания и Утяжеления 80 70 60 Начальное давление циркуляции установлено и давление снижается к конечному давлению циркуляции в то время, пока газ поднимается по стволу скважины. Максимальное давление в затрубе наблюдается тогда, когда газ находится на устье 50 40 бары 30 20 После закрытия скважины оба показателя давления должны упасть до нуля Давление в затрубе возрастает по мере того, как газ вымывается из ствола скважины и поднимается вверх 10 500 1000 1500 Ходы насоса 2000 2500 3000

present5.com

Способ «непрерывного глушения скважины» — Студопедия.Нет

ВОПРОСЫ ГНВП Помбур Машинист

 

Раздел 1.

1. Что такое ГНВП, выброс? Какие бывают виды проявлений, какое наиболее опасно и почему?

Газонефтеводопроявление (ГНВП) – это регулируемый при помощи оборудования выброс нефти, газа или воды из продуктивного пласта в скважину, через устье на поверхность при производстве ремонта, освоения или бурения скважины. Открытый фонтан – это уже нерегулируемый выброс пластовых флюидов через устье скважины.

2. Что такое ОФ, грифон? Чем опасны открытые фонтаны?

   Грифон – пропускание флюида между обсадной колонной и стенкой скважины в результате некачественного цементирования

(ОФ) – это неуправляемое истечение пластовых флюидов через устье скважины в результате отсутствия технической неисправности, негерметичности, разрушения противовыбросового оборудования или в следствие грифонообразования.

 

3. Понятия пластового давления (нормального, аномального), гидростатического, давления поглощения и гидроразрыва пласта. Основное условие равновесия в скважине при глушении.

4. Закон Бойля-Мариотта. Изменение состояния и скорости газа при движении по стволу скважины.

5. Сколько существует категорий скважин по степени опасности? Какие скважины относятся к 1-ой категории опасности их ремонта? Предупреждающая надпись в плане работ, в чём важность этой информации?

Первая категория

  • Газовые скважины вне зависимости от значения пластового давления.
  • Нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносного пласта.
  • Нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через негерметичность колонны или в результате заколонной циркуляции.
  • Нефтяные скважины, у которых в разрезе близко расположенны между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3-х метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе.
  • Нефтяные скважины с газовым фактором, превышающим 100 м3/т.
  • Водонагнетательные скважины на участке водогазового воздействия.
  • Все скважины с отсутствием циркуляции.
  • Разведочные скважины.
  • Нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом.
  • Нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического более чем на 10%.

Вторая категория

  • Нефтяные скважины, у которых пластовое давление выше гидростатического менее чем на 10% и газовый фактор не более 100 м3/т.
  • Нагнетательные скважины с пластовым давлением больше гидростатического менее чем на 10%.

Третья категория

  • Нефтяные скважины, у которых давление равно или ниже гидростатического.
  • Скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического.
  • Прочие скважины (водозаборные, артезианские, поглощающие и т.д.)

 

 

6. Сколько существует категорий скважин по степени опасности? Какие скважины относятся ко 2-ой и к 3-ей категории опасности их ремонта? Предупреждающая надпись в плане работ, в чём важность этой информации?

7. Какие причины возникновения ГНВП при капитальном и текущем ремонте скважин?

Недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.

· Недолив скважины при спуско-подъемных операциях.

· Поглощение жидкости, находящейся в скважине.

· Глушение скважины перед началом работ неполным объемом.

· Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.

· Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.

· Длительные простои скважины без промывки.

· Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического.

8. Какие основные причины и меры по предотвращению ГНВП при СПО при капитальном и текущем ремонте скважин?

Способ «непрерывного глушения скважины»

При данном способе скважину начинают глушить сразу после ее закрытия при постоянном утяжелении раствора глушения, используемого для циркуляции, т.е. совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности жидкости глушения до значения, необходимого для равновесия в скважине.В этом способе обеспечивается минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением, апри достаточно интенсивном утяжелении раствора — и наиболее низкие давления в колонне при глушении.Вследствие вышесказанного способ «непрерывного глушения» считается наиболее безопасным, но в то жеремя и наиболее сложным для обучения из-за необходимости построения графиков давления в бурильных трубах.

studopedia.net

3.3 Метод непрерывного глушения скважин

При этом способе скважину начинают глушить сразу после ее закрытия при непрерывном утяжелении бурового раствора, т.е совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности бурового раствора до значения, необходимого для ликвидации притока из пласта.

Обычно проявление ликвидируют в течение нескольких циклов циркуляции. Однако не исключается возможность глушения за один цикл, если при этом может быть обеспечено достаточно интенсивное утяжеление бурового раствора. Если буровой раствор утяжеляют в течение нескольких циклов циркуляции, то его плотность повышают ступенями, причем прекращение на каждом цикле определяется возможностью оборудования.

Давление в бурильных трубах регулируется в соответствии с графиком его изменения, строящимся так же, как и при способе «ожидание и утяжеление».

Преимущества этого способа – отсутствие периода простоя скважины под давлением, низкие давления в обсадной колонне при глушении.

Недостаток способа – сложность процесса регулирования давления в скважине, обусловленная изменением плотности бурового раствора во время циркуляции.

Плотность подаваемого в скважину раствора поддерживают постоянной до появления раствора с такой же плотностью на устье скважины. Затем снова начинают увеличивать плотность раствора.

Порядок выполнения работы

Перед вскрытием пластов с АВПД определить гидродинамические сопротивления (ΔРпрок) в циркуляционной системе (давление прокачивания) при рабочем режиме промывки и при уменьшенной вдвое подаче буровых насосов.

1. При обнаружении ГНВП закрыть скважину для стабилизации давления.

2. Записать максимальные установившиеся значения давлений в бурильной колонне (Ри.бт) и обсадной колонне (Ри. кп).

3. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем проявления.

4. Определить вид поступившего в скважину флюида.

5. Заполнить рабочую карту глушения скважины не более чем за 15 минут (Приложение 1, Приложение 2).

В рабочую карту вначале заносят предварительную общую информацию: диаметр скважины и обсадной колонны; глубина спуска обсадной колонны; давление последней опрессовки обсадной колонны; давление на выкиде насоса; производительность насосов; объем бурильных труб; допустимое давление в

колонне. Затем в карту глушения заносятся расчетные значения плотности жидкости глушения, начальное и конечное давление циркуляции жидкости в скважине.

7. Проверить состояние оборудования. Начать работу по выводу скважины на режим глушения. Для этого необходимо начать закачивание раствора в скважину с 5 ходов плунжера насоса в минуту, поддерживая давление в кольцевом пространстве постоянным. После выхода на режим глушения давление в кольцевом пространстве должно превышать давление до начала циркуляции на 0,5 – 1,0 МПа. Далее отрегулировать степень открытия дросселя так, чтобы давление в бурильной колонне соответствовало расчетному значению давления начала циркуляции (Рн).

I - заполнение бурильных труб жидкостью глушения; II, III – вымывание газа и заполнение кольцевого пространства скважины жидкостью глушения обвязки раствором глушения сбросить счетчик ходов плунжера на 0.

8. По мере утяжеления и закачивания бурового раствора в бурильные трубы строят график снижения давления нагнетания от значения Рн до значения Рк (участок I). Регулярно следить за повышением плотности бурового раствора. Своевременно снижать давление нагнетания.

9. После заполнения бурильных труб утяжеленным раствором продолжить циркуляцию раствора с постоянным давлением Рк в бурильных трубах при постоянной производительности насосов и плотности раствора ρк до полного удаления газа из скважины (участок II, III).

10. После того как из скважины начнет выходить утяжеленный буровой раствор, остановить насосы поддерживая дросселем давление в кольцевом пространстве постоянным и проверить наличие избыточного давления и перетока бурового раствора из скважины (Ри.кп = 0). Если перетока раствора нет, то открыть превентор и промыть скважину с полной подачей насосов и выравниванием плотности бурового раствора. При наличии давления процедуру глушения скважины повторить с вновь пересчитанной плотностью бурового раствора.

studfile.net

Глушение скважин Выполнила студентка 4 курса группы 23

Глушение скважин Выполнила: студентка 4 курса группы 23 -99 Руденкова Екатерина

Глушение скважин – это технологический процесс, в результате которого создаётся противодавление на пласт и прекращается добыча пластового флюида. Для глушения скважин используют жидкости с плотностью, обеспечивающей создания необходимого противодавления на пласт.

Основной задачей операции глушения продуктивных пластов является обеспечение безопасных условий работы буровых и ремонтных бригад в стволе скважины путем предотвращения выброса нефти или газа из пласта.

Основные цели и задачи операций глушения продуктивных пластов n Жидкость глушения должна обеспечивать создание на забое давления, превышающего пластовое. n Жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на Скважинное оборудование. n Жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях.

Основные цели и задачи операций глушения продуктивных пластов n Жидкость глушения должна быть не горючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной. n Технологии приготовления жидкости глушения и их применения в скважинах должны обеспечивать простоту приготовления и регулирования свойствами жидкости глушения без создания в скважинах аварийных ситуаций и осложнений. n Технологии глушения скважин не должны затруднять последующее освоение и вывод скважин на запланированный режим работы.

Виды жидкостей глушения на водной основе на углеводоро дной основе пены, пресные и пластовые воды системы с конденсированн ой твердой фазой (гидрогели) товарная или загущенная нефть растворы минеральных солей прямые эмульсии обратные эмульсии глинистые растворы

В группе жидкостей глушения на водной основе ведущая роль принадлежит водным растворам минеральных солей n Калий хлористый выпускается по ГОСТ 4568 -95, ТУ 2184 -072 -00209527 -2001. n Кальций хлористый выпускается по ГОСТ 45077, ТУ 2152 -00204872 -2004. Хлористый кальций — гигроскопичен, т. е. проявляет свойства к поглощению влаги. n Натрий хлористый (соль техническая типа — галит) выпускается по ТУ 2152 -097 -00209527 -2004, ТУ 2111 -081 -00209527 -98, ГСТУ 14. 400032744 -005 -2003. n Хлористый аммоний выпускается по ГОСТ 2210 -73.

Na. Cl Концент рация, % масс 1 Ca. Cl 2 КСl NH 4 Cl плотно сть, г/см 3 Температу ра замерзани я, ºC плотност ь, г/см 3 Температур плотност а ь, замерзания, г/см 3 ºC Температу плотност ра ь, замерзания, г/см 3 ºC Температура замерзания, ºC 1. 007 -0. 5 1. 005 -0. 6 1. 0013 -0. 6 1. 011 -1. 1 1. 0045 -1. 1 1. 024 -1. 7 1. 0107 -2. 8 1. 037 -2. 8 1. 0168 -3. 9 1. 050 -3. 3 1. 0227 -5. 6 2 4 1. 031 -2. 8 6 1. 041 -3. 5 8 1. 056 10 1. 071 -6. 4 1. 083 -5. 2 1. 063 -4. 4 1. 0286 -7. 2 12 1. 086 -8. 6 1. 101 -7. 1 1. 077 -5. 6 1. 0344 -8. 3 14 1. 101 -9. 8 1. 120 -9. 1 1. 091 -6. 7 1. 0401 -10. 0 16 1. 116 -12. 2 1. 139 -11. 4 1. 104 -8. 3 1. 0457 -11. 7 18 1. 132 -13. 6 1. 158 -14. 2 1. 119 -9. 4 1. 0512 -13. 3 20 1. 148 -16. 0 1. 177 -17. 4 1. 133 -10. 6 1. 0567 -15. 0 22 1. 164 1. 197 -21. 2 1. 147 +1. 1 1. 0621 -15. 0 23 1. 172 -20. 0 1. 207 -23. 3 1. 162 +15. 0 1. 0674 -15. 0 24 1. 180 -15. 3 1. 218 -25. 7 25 1. 189 1. 228 -28. 3 26 1. 197 1. 239 -31. 2 1. 049 -3. 0 1. 066 -3. 9

Состав и максимальные значения плотности чистых рассолов, используемых для глушения Электролиты Максимальная плотность рассолов, г/см 3 NH 4 Cl 1, 07 KCl 1, 17 Na. Cl 1, 20 Mg. Cl 2 1, 30 KBr 1, 37 Ca. Cl 2 1, 40 Na. Br 1, 51 K 2 CO 3 1, 55 Ca. Br 2 1, 82 Zn. Br 2 2, 30 Na. Cl+Na 2 CO 3 1, 20 -1, 27 Na. Cl+Ca. Cl 2 1, 20 -1, 40 Na. Cl+Na. Br 1, 20 -1, 51 Ca. Cl 2+Ca. Br 2 1, 40 -1, 81 Ca. Br 2+Na. Br 2 1, 80 -2, 30 Ca. Cl 2+Ca. Br 2+Zn. Br 2 1, 80 -2, 30

Осложняющие факторы при глушении водными растворами солей n Образование малорастворимых солей -При смешении вод различного ионного состава возможно выпадение малорастворимых солей. Необходимо знать ионный состав пластовой воды и раствора глушения, что бы предсказывать возможность образование нерастворимых солей в пласте. Более подробно принципы расчета возможного образования солей приводятся в главе. Образование солей может привести к снижению проницаемости призабойной зоны пласта и преждевременному выходу из строя глубинно-насосного оборудования. Для предотвращения образования солеотложений в процессе глушения скважин рекомендуется добавлять ингибитор солеотложений в жидкости глушения.

Осложняющие факторы при глушении водными растворами солей n Образование эмульсий - в пористой среде обусловлено наличием в нефти ПАВ. В результате смешивания жидкости глушения с нефтью находящейся в пласте возможно образование стойких к разрушению эмульсий, которые обладают повышенными реологическими свойствами, затрудняющими их дальнейшее извлечение из пласта. Образование стойких эмульсии наиболее характерно для пластов содержащих высоковязкую тяжелую нефть и менее характерно для пластов с легкой нефтью. n Образование водной блокады - связано с насыщение водными растворами глушения пористой вследствие капиллярной пропитки. В результате чего происходит увеличение водонасыщенности пористой среды призабойной зоны. Увеличение водонасыщенности ведет к снижению фазовой проницаемости нефти и росту обводненности продукции после глушения. Данное явление характерно для низкопроницаемых пластов, в которых влияние капиллярных сил достаточно велико.

Добавки к водным растворам глушения Для снижения негативного влияния водных растворов жидкостей глушения на ФЕС пласта используют различные добавки: Ингибиторы солеотложений; n Ингибиторы коррозии; n Гидрофобизаторы и ингибиторы набухания глин; n Деэмульгаторы. n

Загущенная нефть Использование загущенной нефти позволяет снизить негативное влияние жидкости глушения на ПЗП и получать жидкости глушения плотность меньше 1 г/см 3. Однако при данных преимуществах загущенная нефть имеет ряд существенных недостатков: n n n высокая стоимость жидкости глушения; высокая пожароопастность; сложное регулирование реологических свойств. n В связи с этими недостатками загущенная нефть в качестве жидкости глушения практически не используется. Так как гораздо эффективнее использовать эмульсионные системы.

Обратные эмульсии обладают высокой растворяющей и связывающей способностью по отношению к таким агрессивным газам, как сероводород и углекислый газ. При использовании обратных эмульсий существенно снижается абразивный износ оборудовании. Эти эмульсии не подвержены заражению сульфатвосстанавливающими и другими видами бактерий. ПРИМЕНЕНИЕ ЭМУЛЬСИЙ ОБЕСПЕЧИВАЕТ: – максимальное сохранение коллекторских свойств пласта – минимальные сроки освоения скважин в послеремонтный период – стабильность во времени, а также устойчивость к температурному воздействию – низкое коррозионное и абразивное воздействие на нефтепромысловое оборудование – гидрофобизация порового пространства призабойной зоны пласта – отсутствие отрицательного влияния на подготовку нефти – взрыво-пожаробезопасность.

Расчет плотности жидкости глушения Плотности жидкости для глушения скважин рассчитывается в зависимости от величины пластового давления и расстояния кровли плата, указанных в плане на ремонт скважины. Погрешность в расчетах на кровлю пласта незначительна и составляет менее 0. 1%. Yжг=Кз х (Рпл х 102) / (Н х где: Yжг – плотность жидкости глушения, г/см 3; Рпл – текущее пластовое давление, атм; Кз – коэффициент запаса, равный 1. 10; Н – глубина скважины до кровли пласта

Выбор количества циклов глушения Количество циклов глушения определяется глубиной спуска внутрискважинного оборудования. В один цикл глушатся скважины при следующих условиях: При НКТ, спущенных до интервала перфорации, или находящихся не выше 100 м от него, глушение производится в один цикл (фонтанная скважина или скважина, оборудованная ШГН с хвостовиком до забоя). Скважины, эксплуатируемые в интенсивном режиме, с э. ЦН, установленным выше 100 м от интервала перфорации при условии высокой приемистости скважины и возможности продавки нижерасположенной жидкости в пласт. Обводненность добываемой продукции не превышает 5%. При невозможности проведения глушения в два цикла. При высокой (более 80%) обводненности продукции, когда жидкость под насосом представлена чистой пластовой водой, при условии оставления скважины на отстой для оседания ЖГ. Глушение производится в один цикл, но жидкость глушения берется с завышенной плотностью. В два цикла глушат скважины с насосным оборудованием, расположенным выше 100 м над интервалом перфорации, когда закачка жидкости глушения на поглощение невозможна.

Подготовительные работы перед глушением скважины. n 1. Проверяют наличие циркуляции в скважине и n n n принимают решение о категории ремонта. 2. Определяют величину текущего пластового давления. 3. Рассчитывают требуемую плотность жидкости глушени и определяют необходимое ее количество. 4. Готовят требуемый объем жидкости соответствующей плотности с учетом аварийного запаса, объем которого определяют исходя из геолого-технических условий (но не менее одного объема скважины), 5. Останавливают скважину, производят ее разрядку, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании. 6. Расставляют агрегаты и автоцистерны, производят обвязку оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии давления, превышающего ожидаемое в й, 5 раза. Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном.

Направление глушения Процесс закачки жидкости глушения может производиться в трубное пространство скважины (прямой способ). Данный вариант глушения обладает рядом преимуществ: - меньше затраты времени на глушение - меньше развиваемое агрегатом давление в ходе глушения - нет противодвижения закачиваемой жидкости глушения и всплывающей скажинной жидкости В случаях, когда сбить клапан насоса не удается, глушение производят через затрубное пространство(обратный способ). Так же поступают и в случаях, когда наличие асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в трубном пространстве может привести к закупорке НКТ в случае подачи жидкости в трубки.

Выбор скорости закачки жидкости глушения n В случае высокого пластового давления, когда давлени значительно превышает гидростатическое: Скорость закачки должна быть максимальной, превышающей производительность скважины при условии, что давление при этом не превышает предельно допустимого (по условиям давления опрессовки колонны или кабельного ввода). n В случае нормального и низкого пластового давления давление примерно равно или ниже гидростатического: С целью минимизации забойного давления, снижения объемов поглощения скважинной жидкости пластом, скорость закачки жидкости глушения не должна превышать 10 м 3/час.

Методы глушения скважин Метод уравновешенного пластового давления Метод ступенчатого глушения

Метод уравновешенного пластового давления Данный метод предусматривает обеспечение постоянства забойного давления, превышающего пластовое, на протяжении всего процесса глушения. При использовании данного метода поступление флюида из пласта приостанавливают и предотвращают возможность его появления, пока скважина не будет полностью заглушена.

Метод уравновешенного пластового давления Имеется 4 способа осуществления данного метода: 1. Способ непрерывного глушения скважин 2. Способ ожидания и утяжеления 3. Способ двухстадийного глушения скважины 4. Двухстадийный, растянутый способ

Способ непрерывного глушения скважин При этом способе процесс вымыва и глушения начинают вести сразу на растворе с плотностью, необходимой для выполнения условия – Рзаб > Рпласт. При этом способе в скважине возникают наиболее низкие давления, следовательно, он наиболее безопасен. Данный способ обеспечивает минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением, а при достаточно интенсивном утяжелении бурового раствора – наиболее низкие давления в колонне при глушении. В следствии этого данный способ наиболее безопасный, но в то же время и наиболее сложный для обучения из-за необходимости построения графиков давления в бурильных трубах.

Способ непрерывного глушения скважин Операция 1 – стабилизация давления (остановка насосов и закрытие скважины для стабилизации давления) Операция 2 – расчет технологических параметров глушения скважины, а именно плотность бурового раствора, начальное и конечное давление глушения скважины) Операция 3 – начало циркуляции бурового раствора, т. е. постоянную подачу раствора по штангам к буровому инструменту и выход отработанного бурового раствора с частицами выбуренной породы в точке входа или выхода. Операция 4 – утяжеление циркулирующего бурового раствора Операция 5 – определение и контроль давления в бурильных трубах (если давление то прикрыть штуцер, если повышается – приоткрыть) Операция 6 – Промывка скважины после глушения

Способ ожидания и утяжеления После обнаружения проявления закрывают скважину и приступают к приготовлению раствора необходимой плотности и требуемого объема. Во время приготовления раствора держат постоянным давление в бурильных трубах. Преимущество этого способа над предыдущим заключается в том, что мы можем приготовить раствор одинаковой плотности инструмента, так как скважина остается без циркуляции. Недостатком этого метода является необходимость правильного регулирования давления всплывающей пачки флюида, т. е. чтобы давления не превысили допускаемых оборудованием, а также возможен прихват бурильного

Способ ожидания и утяжеления Данный способ весьма опасен, поскольку всплывающий по затрубному пространству газ создает на устье скважины избыточное давление, что может привести к разрыву колонны или гидроразрыву пластов. Кроме того, скважина на какой то момент остается без циркуляции, что повышает вероятность прихвата бурильной колонны.

Способ двухстадийного глушения скважины Вначале промывают скважину с противодействием в целях ее очистки от пластовых флюидов – стадия вымыва пластового флюида. Затем останавливают циркуляцию, увеличивают плотность бурового раствора в запасных емкостях и глушат скважину. Этот способ относительно безопасен, не требует построения графиков давления и нуждается в минимуме расчетов. Однако недостатком является то, что в колонне создаются наибольшие давления.

Способ двухстадийного глушения скважины Операция 1 – Стабилизация давления Операция 2 – Вымыв пластовых флюидов из скважины (газа, нефти, воды) Операция 3 – Определение избыточного давления после вымыва пластовых флюидов (оно должно равняться первоначальному избыточному давлению в бурильной колонне) Операция 4 – определение плотности бурового раствора Операция 5 – Утяжеление бурового раствора (утяжелить имеющийся в емкостях буровой раствр) Операция 6 – произвести закачку утяжеленного бурового раствора и глушение скважины при постоянном давлении в колонне. Операция 7 – Промывка скважины после глушения

Двухстадийный, растянутый способ Промывают скважину с противодавлением для очистки бурового раствора от пластовых флюидов, а затем постепенно увеличивают плотность циркулирующего бурового раствора без прекращения циркуляции. Этот способ используется крайне редко, так как обладает недостатками трех вышеперечисленных способов и применяется при отсутствии нужных для приготовления раствора емкостей.

Метод ступенчатого глушения Данный метод используется при глушении в скважинах лишь в тех случаях, когда при закрытии скважины или в процессе ее глушения давление в обсадной колонне превышает допустимое.

Метод ступенчатого глушения Операция 1 – попытка стабилизации в обсадной колонне, начало циркуляции и запись исходных параметров. Операция 2 – Определение гидравлического сопротивления Операция 3 – утяжеление циркулирующего бурового раствора до выбранной плотности Операция 4 – определение давления циркуляции Операция 5 – снижение давления в бурильных трубах Операция 6 – частичное глушение Операция 7 – Попытка стабилизировать давление в колонне ниже максимально допустимого; применение дополнительных мер интенсификации глушения; повышение подачи насосов при подходе газа к устью Операция 8 – контроль результатов глушения первой ступени Операция 9 – проведение дополнительных мер по интенсификации глушения скважин

Негативные последствия глушения скважин n n n Происходит снижение естественной проницаемости коллектора из-за протекания в пласте следующих процессов: поры пласта закупориваются твердыми частицами, проникающими в пласт вместе с жидкостью глушения; в поровом пространстве образуются нерастворимые осадки в результате взаимодействия жидкости глушения и пластовых флюидов; в пласте образуются стойкие водонефтяные эмульсии; возникает эффект «водной блокады» , обусловленный увеличением водонасыщенности пород ПЗП вследствие капиллярных и поверхностных явлений. Особенно сильно этот эффект проявляется в гидрофильных коллекторах, характерных, например, для Западной Сибири; происходит набухание содержащихся в породе глинистых минералов.

Щадящее глушение Метод глушения, главным принципом которого является максимальное сохранение коллекторских свойств пласта. В результате скважина быстрее выходит на режим после глушения и увеличивается ее дебит.

Оборудование n Насосный агрегат ЦА – 320 n Автоцистерна промысловая БМ 700 n Технологическая емкость

Насосный агрегат ЦА – 320 n Агрегаты цементировочные типа АНЦ предназначены для нагнетания рабочих жидкостей при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ на нефтяных и газовых скважинах.

Емкость технологическая утепленная с электрообогревом ЕТ-10 ШУЭ-02. n Предназначена для выполнения работ при текущем и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин

present5.com


Смотрите также