Лист глушения скважины

Рассчет лист глушения

РАСЧЁТНЫЕ ФОРМУЛЫ (МЕЖДУНАРОДНАЯ СИСТЕМА SI)

РАЗДЕЛ 1. УПРАЖНЕНИЯ НА БАЗЕ ЗАПОЛНЕННОГО ЛИСТА ГЛУШЕНИЯ – МЕРЫ, ПРИНИМАЕМЫЕ ПО ПОКАЗАНИЯМ ПРИБОРОВ.

Упражнения для решения задач по показаниям приборов составлены, исходя из заполненного листа глушения с уже произведенными всеми необходимыми расчётами объёмов и давлений.

Каждый вопрос основан на данных о суммарном числе ходов, производительности насоса и показаниях манометров на стояке и обсадной колонне в конкретные моменты операции глушения скважины. Любое из показаний или их комбинация могут указывать на действия, которые необходимо предпринять. Приводятся варианты ответа для выбора.

Давления на устье в КП и/или бурильных трубах потребуют предпринять соответствующие действия, если:

•давления в КП и/или в трубах, данные в вопросе, ниже ожидаемых давлений, или

•давления в КП и/или в трубах, данные в вопросе, выше ожидаемых давлений на 500 кПа или более.

РАЗДЕЛ 2. РАСЧЁТНЫЕ ФОРМУЛЫ

Сокращения, используемые в этом документе

1.Гидростатическое давление, кПа

Плотность флюида (кг/м3) × 0,00981× ГСВ (м)

2.Градиент давления, кПа/м

Плотность флюида (кг/м3) × 0,00981

3.Плотность бурового раствора, кг/м3

Градиент давления (кПа/м)

0,00981

4.Пластовое (поровое) давление, кПа

Гидростатическое давление в бурильной колонне (кПа) + ДБТЗС (кПа)

Международный форум по управлению скважиной

Inchbraoch House, South Quay Montrose, Angus DD10 9UA Scotland. Tel: +44 1674 678120 Fax: +44 1674 678125

5.Подача насоса, м3/мин

Подача насоса за ход (м3/ход) х Скорость работы насоса (ход/мин)

6.Скорость потока в КП, м/мин

Подача насоса (м3 /мин)

Удельный объём КП (м3 /м)

7.Эквивалентная плотность бурового раствора, кг/м3

8.Плотность раствора с учётом запаса безопасности при СПО, кг/м3

9.Приближённое значение давления на насосе при прокачке с новой скоростью, кПа

10. Приближённое значение давления на насосе при прокачке раствора новой плотности, кПа

Старое значение давления (кПа) × Новая плотность раствора (кг/м3 ) Старая плотность раствора (кг/м3 )

11.Максимально допустимая плотность бурового раствора, кг/м3

12.Максимально допустимое устьевое давление в КП (МДУДКП), кПа

Макс. доп. плотность бур. р-ра (кг/м3 ) - Плотность применяемого р-ра (кг/м3 ) × 0,00981 × ГСВ (м)

Международный форум по управлению скважиной

Inchbraoch House, South Quay Montrose, Angus DD10 9UA Scotland. Tel: +44 1674 678120 Fax: +44 1674 678125

16.Удельный расход барита для утяжеления бурового раствора, кг/м3

Плотность раствора глушения (кг/м3 ) - Старая плотность раствора (кг/м3 )

4,2 - Плотность раствора глушения (кг/м3 )

17.Скорость миграции, м/час

Приращение давления в бурильных трубах (кПа/час)

Плотность бурового раствора (кг/м3 ) × 0,00981

19.Снижение давления в скважине при подъёме 1 м бурильной трубы без сифона, кПа/м

Плотность бурового раствора (кг/м3 ) × Уд. объём металла труб (м3 /м) × 0,00981

Уд. внутр. объём обс. труб/райзера (м3 /м) - Уд. объём металла труб (м3 /м)

20.Снижение давления в скважине при подъёме 1 м бурильной трубы с сифоном, кПа/м

Плотность бурового раствора (кг/м3 ) × Уд. объем трубы (м3 /м) × 0,00981

Уд. внутр. объем обс. труб (м3 /м) - Уд. объем трубы (м3 /м)

21.Снижение уровня в скважине при извлечении утяжелённых бурильных труб из скважины без сифона, м

Длина труб (м) × Уд. объём металла труб (м3 /м)

Уд. внутр. объём обс. труб/райзера (м3 /м)

22.Снижение уровня в скважине при извлечении утяжелённых бурильных труб с сифоном, м

Длина труб (м) × Удельный объём труб (м3 /м)

Уд. внутр. объём обс. труб/райзера (м3 /м)

23.Длина труб, после извлечения которых без сифона забойное давление становится ниже пластового, м

Превыш. заб. давл. над пластов. (кПа) × Уд. вн. объём обс. тр./райз. (м3 /м) - Уд. об. мет. труб (м3 /м)

Градиент бурового раствора (кПа/м) × Уд. объём металла труб (м3 /м)

24.Длина труб, после извлечения которых с сифоном забойное давление становится ниже пластового, м

Превыш. заб. давл. над пластов. (кПа) × Уд. вн. объём обс. тр./райз. (м3 /м) - Уд. объём труб (м3 /м)

Градиент бурового раствора (кПа/м) × Уд. объём труб (м3 /м)

25.Объём флюида, стравливаемого для обеспечения равенства забойного и пластового давлений, м3

Приращение устьевого давленияв КП (кПа) × Объём притока (м3 )

Пластовое давление (кПа) - Приращение устьевого давления в КП (кПа)

Международный форум по управлению скважиной

Inchbraoch House, South Quay Montrose, Angus DD10 9UA Scotland. Tel: +44 1674 678120 Fax: +44 1674 678125

26.Объём пачки утяжелённого раствора, закачиваемой в трубы для предупреждения сифона, м3

Длина пустых труб (м) × Уд. вн. объём труб (м3 /м) × Плотность раствора (кг/м3 )

Плотность утяж. раствора (кг/м3 ) - Плотность раствора (кг/м3 )

27.Увеличение объёма в ёмкости вследствие снижения уровня пачки утяжелённого раствора, м3

28.Запас плотности раствора на случай удаления райзера, кг/м3

[Выс. рот. над уров. моря (м) + Глуб. моря (м)] × Плотн. р-ра (кг/м3 ) - Гл. моря (м) × Пл. мор. воды (кг/м3 ) ГСВ (м) - Высота райзера над уровнем моря (м) - Глубина моря (м)

29.Снижение гидростатического давления при разрушении обратного клапана обсадной колонны, кПа

Плотн. флюида (кг/м3 ) × 0,00981 × Уд. вн. объём обс. труб (м3 /м) × Высота незаполн. части колонны (м)

Уд. вн. объём обс. труб (м3 /м) + Уд. объём КП (м3 /м)

IWCF (Международный форум по управлению скважиной)

Inchbraoch House

South Quay

Montrose

Angus DD10 9UA, Scotland,

Tel: 44-1674-678120

Fax: 44-1674-678125

Email: [email protected]

Internet site URL: http://www.iwcf.org

The International Well Control Forum is a legally constituted non-profit making organisation whose articles of association are bound by the laws of the Netherlands. The Forum is registered at The Dutch Chamber of Commerce in The Hague, The Netherlands, Reg. No. 41157732

Международный форум по управлению скважиной

Inchbraoch House, South Quay Montrose, Angus DD10 9UA Scotland. Tel: +44 1674 678120 Fax: +44 1674 678125

studfile.net

ЛИСТ ГЛУШЕНИЯ - АНГЛИЙСКАЯ СИСТЕМА — КиберПедия

I. ПРЕДВАРИТЕЛЬНО ЗАПИСАННЫЕ ДАННЫЕ

1. Глубина = ________ ft

2. Глубина обсадной колонны = ________ ft

3. Максимальное давление в кольцевом пространстве = ________ psi

при наличии бурового раствора = ________ lb/gal

4. Максимальное пластовое давление = ________ psi

при наличии бурового раствора = ________ lb/gal

5. Удельный объем бурильной трубы = ________ bbls/ft

6. Удельный объем КНБК = ________ bbls/ft

7. Объем раствора в емкостях = ________ bbls

8. Общий объем от устья до долота = ________ bbls

9. Давление на выкиде насоса № 1 (P_c) = ________ psi, при ________ spm

10. Давление на выкиде насоса №2 (P_c) = ________ psi, при ________spm

11. Производительность насосов на ход = ________ bbls/stroke

12. Количество барита = ________ sacks (мешки)

13. Общий объем раствора в приемных емкостях = ________ bbls

II. ЗАМЕРИТЬ И ЗАПИСАТЬ

14. Стабилизированное SIDPP = P_dp ________ psi

15. SICP = P_a ________ psi

16. Увеличение объема бурового раствора в емкости = V ________ bbls

17. Начальный удельный вес бурового раствора = W₁ ________ lb/gal

18. Глубина = TVD________ ft

III. РАССЧИТАТЬ:

19. Начальное давление циркуляции, P_IC:

P_IC = P_c + P_dp = ________ psi

20. Пластовое давление, P_F:

P_F = глубина x MW x 0.052 + P_dp = ________ psi

21. Удельный вес бурового раствора для балансирования пласта, W₂:

W₂ = P_F= ________ lb/gal

0.052 x глубина

22. Избыточный вес бурового раствора, W_ob:

W_ob = Избыточное давление = ________ lb/gal

0. 052 х глубина

23. Удельный вес бурового раствора для глушения скважины, W_k:

W_k = W₂ x W_ob = ________ lb/gal

24. Объем бурильной колонны: = ________ bbls

25. Объем кольцевого пространства: = ________ bbls

26. Объем от устья до долота: = ________ bbls

27. Общий объем раствора = ________ bbls

28. Необходимое количество ходов: = ________ strokes

29. Необходимое количество барита:

14.9 W_k – W₁ x V_t = ________ sacks (мешки)

35.5 – W_k

30. Увеличение объема бурового раствора:

V = sacks (мешки) = ________ bbls

14.9

31. Конечное давление циркуляции:

P_fc = P_IC (W_k) = ________ psi

W₁

ПРИМЕР

ДАННЫЕ:

Глубина скважины = 14,000 ft (4268 м)

Удельный вес бурового раствора = 14.0 lb/gal (1.68 kg/l)

Обсадная колонна = 9 ⁵/₈” – 43.50 lb/ft – 12,000 ft (3659 м)

Увеличение объема раствора в емкости = 25 bbl (3.97 м³)

SIDPP = 250 psi (17.2 Bars)

SICP = 450 psi (31.03 Bars)

Диаметр скважины = 8 ³/₈ “

Градиент разрыва = 16.5 lb/gal (1.68 kg/l)

Бурильная труба = 5”, 19.50 lb/ft

УБТ = 25 – 6¹/₂” (750 ft) (229 м)

Давление насоса = 900 psi (62.1 Bars) при 40 spm

Скорость приготовления барита = 4 sacks/min (мешка/мин)

Объем емкости на поверхности = 1500 bbls (238 м³)

Объем оборудования на поверхности = 6 bbls (0.95 м³)

ОПРЕДЕЛИТЬ:

1. Начальное давление циркуляции.

2. Пластовое давление.

3. Удельный вес бурового раствора для сбалансирования пластового давления.

4. Вес бурового раствора для получения избыточного баланса 200 psi.

5. Максимально допустимое давление на устье при наличии бурового раствора начального удельного веса в кольцевом пространстве.

6. Объем бурильной колонны.

7. Объем кольцевого пространства.

8. Общий объем бурового раствора в системе.

9. Необходимое количество барита для глушения скважины с избыточным балансом 200 psi.

10. Увеличение объема бурового раствора.

РЕШЕНИЕ. СИСТЕМА СИ.

1. P_IC = P_c + P_dp = 62.1 + 17.2 = 79.3 Bars

2. P_F = D x MW x 0.0981 + P_dp = 4268 x 1.68 x 0.0981 + 17.2 = 730.4 + 17.2

P_F = 720.6 Bars

3. W₂ = P_F= 720.6 = 1.72 kg/l

0.0981 x D 0.0981 x 4268

4. W_k = P_F = P_ob= 720.6 + 13.8 = 1.75 kg/l

0.0981 x D 0.0981 x 4268

5. 1.68 RD (получаемое по тесту на приемистость)

6. Глубина скважины = 4268 м

УБТ = 229 м

Бурильная труба = 4040 м

Объем бурильной трубы = 0.0093 м³/м х 4040 м = 37.6 м³

Объем УБТ = 0.0040 м³/м х 229 м = 0.9 м³

Общий объем: V_t = 37.6 + 0.9 = 38.5 м³

7. Объем пространства между УБТ и открытым стволом скважины

= 0.0142 м³/м х 229 м = 3.3 м³

Объем пространства между бурильной трубой и открытым стволом скважины

= 0.0229 м³/м х 381 м = 8.7 м³

Объем пространства между бурильной трубой и обсадной трубой 9 ⁵/₈”

Пропускная способность 3658 м 0.0388 м³/м, обсадная труба 9 ⁵/₈”:

=0.0388 м³/м х 3658 м = 141.9 м³

Вытеснение 3658 м бурильной трубы 5”

= 0.0129 м³/м х 3658 м = 47.2 м³

Объем кольцевого пространства в интервале обсаженного ствола скважины

= 141.9 – 47.2 = 94.7 м³

Объем кольцевого пространства

= 3.3 + 8.7 + 94.7 = 106.7 м³

8. 238 + 0.95 + 106.7 = 345.7 м³

9. Количество барита

= 92 x W_k - W₁x 345.7 = 92 x 17.5 - 1.68 x 345.7 = 973 sacks (мешка)

4.3 - W_k 4.3 - 1.75

10. V = SK (мешок) + 973 = 10.5 м³

С 92

РЕШЕНИЕ. АНГЛИЙСКАЯ СИСТЕМА.

1. P_IC = P_c + P_dp = 900 + 250 = 1150 psi

2. P_F = D x MW x 0.052 + P_dp = 14,000 x 14.0 x 0.052 + 250 = 10,192 + 250

P_F =10,442 psi

3. W₂ = P_F= 10,442 = 14.3 lb/gal

0.052 + D 0.052 x 14,000

4. W_k = P_F + P_ob = 10,442 + 200 = 10,642 = 14.6 lb/gal

(0.052 + 14,000) 0.052 x 14,000 0.052 + 14,000

5. 16.5 lb/gal (получаемое по тесту на приемистость)

6. Глубина скважины = 14,000 ft

УБТ = 750 ft

Бурильная труба = 13,250 ft

Объем бурильной трубы = 0.178 bbls/ft x 13,250 ft = 235.9 bbls

Объем УБТ = 0.0076 х 750 = 5.7 ft

Общий объем: V_t = 235.7 + 5.7 = 241.4 bbls

7. Объем пространства между УБТ и открытым стволом скважины

= 0.0271 bbls/ft x 750 ft = 20/3 bbls

Объем пространства между бурильной трубой и открытым стволом скважины

= 0.439 х 1250 = 54.9 bbls

Объем пространства между бурильной трубой и обсадной трубой 9 ⁵/₈”

Пропускная способность 12,000 ft 43.50 lb/ft, обсадная труба 9 5/8”:

= 0.0744 х 12,000 ft = 892.8 bbls

Вытеснение 12,000 ft бурильной трубы 5”

= 0.0247 х 12,000 ft = 296.4 bbls

Объем кольцевого пространства в интервале обсаженного ствола скважины

= 892.8 – 296.4 = 596.4 bbls

= 20.3 + 54.9 + 596.4 = 671.6 bbls = 672

8. 1500 + 6 + 672 = 2178 bbls

9. Количество барита

= 14.9 x (W_k – W₁) x V_t = 14.9 x (14.6 – 14) x 2178 = 14.9 x 0.0287 x 2178

(35.5 – 14. 6) (35.5 – 14.6)

= 932 sacks (мешка)

10. V = SK (мешок) = 932 = 62.6 bbls

С 14.9

РЕЗЮМЕ.

1. Закрыть скважину скважина, используя данную процедуру.

2. Записать параметры: статического давления в кольцевом пространстве, статического давления в бурильной колонне и увеличения объема бурового раствора в емкостях.

3. В режиме постоянной производительности насоса начать закачивать буровой раствор и при помощи штуцера поддерживать постоянное давление в бурильной колонне.

4. Поскольку утяжеленный буровой раствор закачивается в бурильную колонну, откорректировать давление в бурильной колонне.

5. Продолжать закачивать утяжеленный буровой раствор в режиме постоянной производительности насоса, до тех пор, пока раствор полностью не заполнит ствол скважины.

6. Остановить насосы и проверить скважину на перелив.

ОБЪЕМНЫЙ МЕТОД

Объемный метод применяется, когда бурильной колонны нет в скважине или она приподнята над забоем и не может быть спущена обратно на забой скважины.

Объемный метод может использоваться в следующих случаях:

A. Когда бурильная колонна поднята из скважины

Б. Когда бурильная колонна негерметична

В. Когда бурильная колонна закупорена

Г. Когда СПО бурильной колонны под давлением не возможен

Принцип объемного метода управления скважиной заключается в том, что в процессе подъема газовой пачки к устью, она выдавливает буровой раствор, который выходит через штуцер.

Вышеупомянутый принцип может быть выражен математически следующим образом:

P_F = P_a + P_ab + P_bb

Где:

P_F = пластовое давление

P_a = давление в кольцевом пространстве

P_ab = гидростатическое давление бурового раствора над газовой пачкой

P_bb = гидростатическое давление бурового раствора ниже газовой пачки

При применении объемного метода глушения скважины, газовая пачка должна расширяться, вместе с тем, необходимо поддерживать постоянное забойное давление. Постоянное забойное давление поддерживается путем стравливания бурового раствора, находящегося над газовой пачкой. Величина стравленного раствора представляет гидростатический напор, который равен увеличению давления в кольцевом пространстве вследствие расширения газа.

Последовательность операций при применении объемного метода:

1. Увеличить давление в кольцевом пространстве на 50 – 100 psi (от 3.5 до 7 Bars). Эта величина зависит от удельного веса бурового раствора, глубины скважины и градиента давления гидроразрыва пласта.

2. Рассчитать какой объем расширения газа (V) даст сокращение гидростатического давления от 25 до 75 psi (от 1.8 до 5 Bars).

3. Увеличить давление в кольцевом пространстве до величины, определенной в пункте два (2).

4. Стравить объем бурового раствора, рассчитанный в пункте два (2), через штуцер.

5. Повторить последовательность операций (3) и (4), пока газовая пачка не выйдет на поверхность.

Стравливание газовой пачки производится следующим образом:

1. Закачайте от 5 до 10 bbls (от 1 до 2 м³) бурового раствора в кольцевое пространство.

2. Подождите, пока газ отделится от раствора.

3. Стравливайте газ, пока давление не понизится до величины, эквивалентной величине бурового раствора, закачиваемого в кольцевое пространство.

4. Повторите операции пунктов (2) и (3), пока газ не выйдет из кольцевого пространства.

ПРИМЕЧАНИЕ: В процессе стравливания газовой пачки, обычно необходимо уменьшить объем закачиваемого в ствол скважины бурового раствора до того, как газовая пачка будет полностью выдавлена из скважины. Это особенно важно на заключительной стадии стравливания газовой пачки, поскольку объем газовой пачки в кольцевом пространстве постепенно, с каждым этапом закачивания бурового раствора и стравливания газа, уменьшается.

5. После того, как газовая пачка полностью стравлена, не снижайте давление в кольцевом пространстве, поскольку это может вызвать повторное проявление.

БАРИТОВЫЕ ПРОБКИ.

Одна из наиболее опасных ситуаций может возникнуть в том случае, когда проявляющий пласт вызывает гидроразрыв другого продуктивного пласта. В этом случае, флюиды проявляющего пласта в неконтролируемых объемах могут проникать в зону поглощения. Иными словами происходит переток флюидов из пласта повышенного давления в пласт пониженного давления. В этом случае использовать обычные методы управления скважиной невозможно. Поэтому первостепенная задача заключается в том, чтобы остановить переток флюида из пласта повышенного давления в пласт пониженного давления. Для этого в зоне между пластом повышенного давления и пластом пониженного давления устанавливается баритовая пробка высокой плотности. Баритовые пробки могут загерметизировать кольцевое пространство одним из приведенных ниже способом или несколькими сразу.

1. Баритовая пробка высокой плотности увеличивает гидростатическое давление проявляющего пласта и может уменьшить или полностью остановить приток флюидов.

2. Из-за высокой водоотдачи возможен процесс обезвоживания, вследствие чего образуется твердая баритовая пробка.

3. Поскольку предел текучести низкий и вязкость невысокая, барит может оседать, образуя, таким образом, твердую баритовую пробку.

Баритовая пробка – это пульпа, состоящая из барита, воды и растворителя, понижающего вязкость.

Для приготовления одного барреля 22 lb/gal (2.64 RD) баритовой пробки используется следующая рецептура:

750 Ibs барита

21gal промывочной воды

1/2 фунта растворителя (пирофосфат натриевой кислоты)

1/4 фунта каустической соды

В идеале баритовая пробка должна иметь следующие свойства:

1. Высокую плотность

2. Высокую водоотдачу

3. Высокую скорость осаждения

Если скорость осаждения барита высокая, то вязкость и предел текучести должны быть низкими.

Приготовление и установка баритовой пробки:

1. Рассчитайте необходимый объем пульпы, который необходимо закачать, чтобы достичь необходимой высоты столба баритовой пробки. К расчетному объему добавьте 25 % - 50 % теоретического объема кольцевого пространства.

2. Приготовьте утяжеленную пульпу 18 – 24 lb/gal (2.64 RD). Рекомендуется готовить смесь более тяжелого удельного веса.

3. Приготовление и закачивание готовой баритовой пульпы необходимо выполнять с высокой производительностью, чтобы предотвратить возможность оседания барита в бурильной колонне. Рекомендуемая производительность - от 5 до 8 bbls (от 0.79 до 1.27 м³).

4. Если на заключительной стадии закачивания баритовой пробки конец бурильной трубы пустой, может возникнуть необходимость в вымыве остатков баритовой пробки. При этом существует большой риск вымыва осевшего барита, что приведет к перетоку флюидов из пласта высокого давления в пласт низкого давления. При необходимости повторной установки баритовой пробки, может оказаться, что произвести такие операции невозможно.

5. Чтобы определить, ликвидирован ли перелив флюидов из пласта высокого давления в пласт низкого давления и для проведения заключительной операции по герметизации, необходимо использовать данные наблюдений за давлениями и данные геотермической съемки.

cyberpedia.su

Метод глушения скважины в «лоб» задавкой флюида в пласт на поглощение

Метод глушения скважины в «лоб» имеет широкое приме­нение при капитальном ремонте скважин, аварийном глушении добывающих скважин, а также иногда применяется для ликвида­ции ГНВП в бурящихся скважинах, когда обычная схема цирку­ляции технически невозможна, или она приводит в результате к критическим последствиям.

Процесс глушения скважины в «лоб» предусматривает не­прерывную закачку бурового раствора или жидкости глушения в трубы и затрубное пространство на поглощение в пласт без выхода пластового флюида на поверхность. Закачка жидкости в скважину может осуществляться как при наличии бурильных труб в скважине, так и без них.

Целью данного метода является оттеснение пластового флюида обратно в продуктивный или наиболее слабый не обса­женный пласт, не допустив при этом гидравлического разрыва пласта, и снижение давления на устье скважины до нуля или безопасного значения (разность между пластовым и гидростати­ческим давлением столба жидкости в скважине).

Областью применения данного метода глушения являются следующие ситуации:

1. Объем поступившего в скважину флюида превышает предельное значение

2.     Быстрый рост давления на устье скважины, то есть после
закрытия превентора давление в затрубном пространстве дости­
гает максимально допустимого значения за короткий промежуток
времени.

3.      Высокое содержание Нз8 и других вредных примесей в
составе пластового флюида.

4.      Недостаточный вес колонны бурильных труб в скважине
для спуска их под давлением.

5.      Невозможность промывки скважины (закупорка долота
осевшей породой, аварии с колонной труб в скважине, выход из
строя буровых насосов и т.п.).

Задавливание флюида обратно в пласт может производиться вне зависимости от места нахождения пачки флюида в скважине. Однако решение о глушении скважины в «лоб» должно прини­маться достаточно быстро, чтобы миграция газа или концентрация в буровом растворе сероводорода были минимальными.

Закачка жидкости в скважину не должна привести к гид­равлическому разрыву пластов в не обсаженной части ствола скважины, в связи с чем давление на устье не должно превышать установленное предельное значение.

Примечание. При значительном износе обсадной колонны наиболее слабый ее элемент выйдет из строя первым, поэтому расчетная прочность этого опасного участка и определяет, в дан­ном случае, предельное давление при нагнетании.

Важным фактором является определение интервала, в ко­торый может быть оттеснен флюид на поглощение. Задавка на поглощение может использоваться только тогда, когда прояв­ляющий пласт способен к поглощению или расположен в непо­средственной близости от пласта с низким градиентом давления гидроразрыва.

Наиболее благоприятные условия для применения метода будут в том случае, когда проявляющий пласт расположен непо­средственно под башмаком обсадной колонны и обладает высо­кой проницаемостью, в таком случае процесс глушения пред­ставляет обычную, достаточно отработанную, операцию.

Если не обсаженный участок ствола скважины имеет большую протяженность, то метод глушения в «лоб» часто ока­зывается неэффективным или даже опасным. Это связано с воз­можной потерей циркуляции.

Подготовительные работы к глушению скважины в «лоб» должны проводиться с учетом следующих рекомендаций.

1. Для лучшего контроля за скважиной и создания соответ­
ствующего давления при закачке жидкости необходимо исполь­
зовать цементировочный или насосный агрегаты.

2.      Необходимо иметь достаточный запас объема бурового
раствора   или   жидкости   глушения,   поскольку   задавливание
флюида в пласт сопровождается безвозвратной потерей значи­
тельного количества жидкости.

3.      Нагнетательные линии от насосов должны иметь обрат­
ные клапаны и подсоединяться к блоку превенторов выше пла-
шечного превентора, чтобы его можно было закрыть в случае не­
обходимости.

4.      Выполнение операций по глушению скважины в «лоб»
требует высокой  квалификации исполнителей  и тщательного
планирования проводимых работ.

www.poilg.ru

Повышение экономической эффективности глушения скважин с использованием новых технологических жидкостей

Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин сопровождается систематическим проведением их текущего и капитального ремонтов. В соответствии с требованиями безопасности в нефтяной и газовой промышленности для предотвращения нефтегазопроявлений перед выполнением ремонтных работ ствол скважины должен быть заполнен технологической жидкостью, обеспечивающей противодавление на пласт (жидкостьюглушения). В настоящее время в ПАО «Газпром нефть» для глушения скважин применяются нефть, подтоварная вода, хлориды калия, натрия, кальция, нитрат кальция и жидкости глушения промышленного производства (для глушения скважин в зонах аномально высокого пластового давления).

Жидкости глушения промышленного производства имеют высокую стоимость, в связи с чем значительно возрастают затраты на ремонт скважин. Однако анализ мирового опыта показывает, что возможно приготовление растворов плотностью до 1600 кг/м³ путем смешивания нитрата и хлорида кальция непосредственно на растворно-солевых узлах (РСУ). Необходимо отметить, что данные рецептуры в ПАО «Газпром нефть» не применялись, поэтому актуальными являются исследования, направленные на разработку технологии их приготовления и разбавления до заданной плотности.

Жидкости глушения повышенной плотности

Исследования показывают, что система вода — хлорид кальция — нитрат кальция может иметь различную плотность в зависимости от соотношения содержания компонентов. Например, раствор плотностью 1430 кг/м³ можно получить при любом соотношении сухих компонентов, наибольшую плотность имеет состав, в котором массовое содержание нитрата кальция составляет 77 %. Однако при создании насыщенных растворов высокой плотности необходимо учитывать технологические ограничения применения данных жидкостей, в первую очередь температуру кристаллизации и коррозионную агрессивность [1, 2].

Для адаптации растворов нитрата и хлоридов кальция к требованиям ПАО «Газпром нефть» были проведены следующие лабораторные исследования, включающие:

1) cоздание стабильного раствора плотностью 1600 кг/м³;

2) подбор концентраций солей таким образом, чтобы температура застывания насыщенного раствора была ниже —40 °С;

3) обеспечение низкой коррозионной агрессивности жидкости (скорость коррозии марки Ст 20 не должна превышать 0,12 мм/год при пластовой температуре).

Растворы жидкостей глушения готовились на пресной, а также на подтоварной воде Муравленковского и Вынгаяхинского РСУ. Зависимость плотности рассолов от концентрации солей представлена на рис. 1.

Рис. 1. Зависимость плотности жидкости ρ от количества соли m, растворенной в 1 м³ пресной воды (а), подтоварной воды Вынгаяхинского РСУ (б) и подтоварной воды Муравленковского РСУ(в)

Полученные растворы не застывают при температуре —40 °С, что позволяет готовить большие объемы жидкости глушения, хранить их на РСУ и оперативно отпускать потребителям в случае необходимости.

Поскольку жидкость глушения не должна оказывать негативного влияния на нефтепромысловое оборудование, были проведены исследования по оценке коррозионной агрессивности растворов при пластовой температуре, результаты которых приведены в таблице.

Исследования показали, что разработанная жидкость глушения без введения добавок имеет коррозионную агрессивность, превышающую норматив 0,12 мм/год. Введение в состав жидкости глушения ингибитора коррозии № 1 массовой концентрацией 0,1 % позволяет снизить коррозионную агрессивность жидкости до норматива. Ингибитор коррозии № 2 уменьшает коррозионную агрессивность до норматива при массовом содержании 0,2 %. Таким образом, более эффективно применение ингибитора коррозии № 2 массовой концентрацией 0,2 %.

С технологической точки зрения более целесообразно необходимый объем концентрированной жидкости глушения держать на РСУ, чем каждый раз готовить раствор необходимой плотности, поэтому была рассчитана стоимость жидкости глушения при разбавлении различными растворами. Результаты представлены на рис. 2.

Рис. 2. Зависимость стоимости жидкости глушения от ее плотности при разбавлении подтоварной водой (1), раствором хлорида кальция плотностью 1360 кг/м³ (2), раствором хлорида кальция плотностью 1320 кг/м³ (3)

Из рис. 2 видно, что ориентировочная стоимость тяжелой жидкости глушения плотностью 1600 кг/м³ составит 21170 руб/м³. Наиболее предпочтительным с точки зрения минимизации затрат является разбавление жидкости глушения раствором хлористого кальция. При этом, если плотность жидкости глушения менее 1470 кг/м³, то выгоднее ее разбавлять раствором хлорида кальция плотностью 1320 кг/м³, при плотности от 1470 до 1590 кг/м³ более целесообразно разбавление раствором хлорида кальция плотностью 1360 кг/м³.

Выводы

1. Создание тяжелых жидкостей глушения плотностью до 1600 кг/м³ возможно путем совместного применения хлорида и нитрата кальция.

2. Применение жидкости глушения плотностью 1600 кг/м³ возможно в зимний период времени, так как она не застывает при температуре —40 °С.

3. Наиболее предпочтительным с точки зрения минимизации затрат является разбавление жидкости глушения раствором хлористого кальция.

Список литературы

1. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. 2-е изд. — Краснодар: 2009. — 337 с.

2. Глущенко В.Н., Силин М.А. Нефтепромысловая химия. — Т 3. — М.: Интерконтакт Наука, 2010. — 650 с.

ntc.gazprom-neft.ru

Метод непрерывного глушения скважин — КиберПедия

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.

Последовательность проводимых операций, изменение давлений на устье скважины, в бурильных трубах и обсадной колонне показаны на рис.4.5.

Рисунок 4.4 – Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах и кольцевом пространстве при глушении скважины способом «ожидания и утяжеления»

I – время приготовления утяжеленного бурового раствора; II- заполнение бурильных труб жидкостью глушения; III –IV - заполнение кольцевого пространства жидкостью глушения и вымывание газа из скважины

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 (ΔР_прок) 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 (Р_и.бт) и обсадной колонне (Р_{и. 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). После заполнения наземной

Рисунок 4.5- Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах и кольцевом пространстве скважины при ликвидации НГВП способом «непрерывного глушения скважины»

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 ρ_к 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.

cyberpedia.su

Смотрите также

• 
  Бурение скважин на воду мозырь
• 
  Устранение аварий допущенных в процессе эксплуатации или ремонта скважин
• 
  Почему чернеют руки от воды из скважины
• 
  Определение параметров пласта по данным исследования скважин
• 
  Что такое удельный дебит скважины
• 
  Настройка реле давления для скважины
• 
  Оао белорусское управление по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин
• 
  Новое в бурении скважины
• 
  Ударно канатное бурение скважин технология
• 
  Бурение скважин в отрадном
• 
  Чем отличается скважина от колодца