Расчет плотности глушения скважины
капитальный ремонт 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%.
Yжг=Кз х (Рпл х 102) / (Н х 9.81) (формула 1)
где: Yжг - плотность жидкости глушения, г/см3;
Рпл - текущее пластовое давление, атм;
Кз - коэффициент запаса, равный 1.10;
Н - глубина скважины до кровли пласта или ВНК, м.
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:
Рпл = ((НхYжг)/10)+Ризб (формула 2)
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:
2
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:
Мр=(Yр х (Yжг-Yв)хVр х 10)/(Yр-Yв) (формула 3)
где: Мр - количество реагента, кг;
Yр - удельный вес реагента, г/см3
Yжг - удельный вес жидкости глушения, г/см3
Yв - удельный вес воды, используемой для приготовления
жидкости глушения, г/см3
Y - 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.
remontoil.blogspot.com
Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения — Студопедия.Нет
Таблица 6.89
| Глубина скважины, м | Допускаемые отклонения при плотности жидкости глушения, кг/м3 | ||
| до 1300 | 1300-1800 | более 1800 | |
| до 1200 | 20 | 15 | 10 |
| до 2600 | 10 | 10 | 5 |
| до 4000 | 5 | 5 | 5 |
Ø жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.
Ø фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.
Ø жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения – пластовый флюид».
Ø жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода.
Ø вязкостные структурно-механические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом.
Ø жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,10-0,12мм/год.
Ø жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях.
Ø жидкость глушения должна быть не горючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.
Ø жидкость глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании.
Ø технологические свойства жидкости глушения должны регулироваться.
Ø на месторождениях с наличием сероводорода жидкости глушения должны содержать нейтрализатор сероводорода.
Подготовительные работы
Территория куста, прилегающая к ремонтируемой скважине, должна быть спланирована так, чтобы позволяла произвести расстановку необходимого оборудования: блоков (емкостей) долива, спецтехники, и убрана от замазученности.
Остановка скважин производится за сутки до начала глушения. На скважине проверяются исправность задвижек, фланцевых соединений и манометра, установленного на буферной задвижке. До начала глушения определяется статическое давление в НКТ и в затрубном пространстве.
Промывочный агрегат и автоцистерны располагаются с наветренной стороны на расстоянии не менее 10м от устья, при этом кабины машин должны быть обращены в обратную сторону от устья скважины, выхлопные трубы агрегатов оборудованы искрогасителями рисунок 6.76.
Сборка нагнетательных линий при определенном способе эксплуатации производится от трубного пространства или затрубного при помощи угольников и труб с БРС. Нагнетательная линия спрессовывается на полуторакратное давление от ожидаемого давления закачки, но не менее чем на 100атм. и не выше допустимого давления фонтанной арматуры. Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном.
В газовых скважинах или скважинах с высоким газовых фактором, перед закачкой жидкости глушения, производят замену скважиной жидкости на техническую воду, с противодавлением на выходе. При необходимости, последующей установкой загустителя (СВУС, ВУРЗ) в интервале перфорации.
Перед глушением:
Ø проверяют наличие циркуляции в скважине и принимают решение о категории ремонта.
Ø определяют величину текущего пластового давления.
Ø рассчитывают требуемую плотность жидкости глушения и определяют необходимое ее количество.
Ø готовят требуемый объем жидкости соответствующей плотности с учетом аварийного запаса, объем которого определяют исходя из геолого-технических условий (но не менее одного объема скважины),
Ø останавливают скважину, производят ее разрядку, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании.
Проведение процесса глушения.
Ø заменяют скважинную жидкость на жидкость глушения. Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости не допустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляют при ее прокачивании на поглощение.
Ø глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят закачиванием жидкости глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков для обеспечения необходимого противодавления на пласт. По истечении 1-2ч при отсутствии переливов и выхода газа скважина считается заглушенной.
Ø глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, при необходимости производят в два, и более приемов после остановки скважинного насоса и сбивания циркуляционного клапана. Жидкость глушения закачивают через НКТ и межтрубное пространство до появления ее на поверхности. Закрывают задвижку и закачивают в пласт расчетный объем жидкости, равный объему эксплуатационной колонны от уровня подвески насоса до забоя,
Ø в скважинах с низкой приемистостью пластов глушения производят в два цикла. Вначале жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение.
Ø при глушении скважин, которые можно глушить в один цикл и в которых возможны нефтегазопроявления, буферную жидкость необходимо закачать в межтрубном пространство, вслед за порцией жидкости глушения, равной объему лифтового оборудования. Дальнейшие операции, по глушению производят согласно принятой на предприятии технологии.
Ø в случае глушения скважин с высоким газовым фактором и большим интервалом перфорации при поглощении жидкости глушения в высокопроницаемых интервалах предусматривают закачку в зону фильтра буферной пачки загущенной жидкости глушения или ВУС. При интенсивном поглощении используют нефтеводокислоторастворимые наполнители - кольматанты с последующим восстановлением проницаемости ПЗП.
Ø при обнаружении нефтегазопроявлений необходимо закрыть противовыбросовое оборудование, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий.
studopedia.net
Расчет жидкости глушения скважины
Методика расчета глушения скважины с применением специального раствора
Операция глушения скважин имеет основную задачу, связанную с обеспечением специальных условий работы при бурении скважин ремонтными или буровыми бригадами.
Схема разновидностей скважин на воду.
Очень важно, чтобы данные условия были безопасными, а нефтегазовые выбросы своевременно предотвращались.
Подготовительные работы
Решить проблему следует при использовании специальных составов, позволяющих осуществлять глушение скважинных залежей пластов. Они дают возможность создать на забое необходимое давление, уровень которого выше, чем у пластового.
Схема расстановки оборудования для глушения скважины.
Причем специально для данной цели используют водные растворы с добавлением загустителей либо минеральной соли.
В целом подготовку забоя скважины следует проводить с целью повторного вскрытия, чтобы обрабатывать призабойную зону либо осуществлять проведение ремонтных работ. При этом производится заполнение каждого ствола специальной жидкостью, которая необходима для глушения пластов.
Процесс выполнения работ в забое, связанный с заменой воды, сводится к осуществлению промывки всего ствола. Вместе с тем учитывается показатель НКТ до уровня забоя, который является допустимым.
Должна учитываться и поочередная подмена воды на участке забоя, отмечаемом как «устье-насос». Используют специально подготовленный раствор, которой наполняется весь ствол. По этой причине необходимо обеспечить нормальные условия для контроля технологических характеристик используемой жидкости с учетом ее плотности.
Вернуться к оглавлению
Выделяют главные цели, а также задачи, связанные с осуществлением операций по глушению скважин на основе важных характеристик используемой жидкости:
Состав и максимальные значения плотности чистых рассолов для глушения.
- она должна позволять установить на забое необходимый уровень давления, которое не выше, чем пластовое;
- ее состав является инертным к пластовой породе с точки зрения химического воздействия на породу;
- порода в забое должна быть совместима с раствором глушения, что позволяет исключить процесс кольматации пор пластов скважины частицами с жесткой структурой;
- содержание взвешенных частиц не может превосходить 30 мг/л;
- глинистые частицы должны подвергаться ингибирующему воздействию при наличии фильтрата состава глушения, что позволит предупредить набухание частиц при установке определенного уровня рН воды в пластах скважины;
- специальная жидкость не может являться барьером;
- за счет нее обеспечивается гидрофобизация коллекторов, происходит понижение пластового давления капилляров, снижение межфазного натяжения, характерного для границы раздела фаз, где требуется процесс гидрофобизации;
- характеристики
samaraburenie.ru
Расчет плотности жидкости глушения скважины формула – Telegraph
Расчет плотности жидкости глушения скважины формулаОпределение плотности жидкости глушения.
=== Скачать файл ===
Раствор глушения обычно представляет собой соляной раствор либо пресную воду. Раствор глушения для ТКРС может быть на водной или нефтяной основе. При проведении некоторых работ по ТКРС используется циркулирующая в скважине жидкость. При бурении раствор выносит шлам, охлаждает долото и поддерживает стенки ствола скважины до установки обсадной колонны. При ТКРС циркулирующая жидкость может выносить песок из скважины, предотвращать выбросы, и обеспечивать гидравлическую мощность для скважинных приборов, а также выполнять функцию бурового раствора. Обрушивающиеся частицы закупоривают тонкие каналы, ухудшая проницаемость породы, поэтому нефть и газ уже не могут с легкостью проникать в скважину. Жидкость оказывает давление на боковые стенки ствола скважины, точно так же как и вода в пластиковом бассейне давит на его боковые стенки изнутри. Бригады ТКРС часто используют пластовую соленую воду, так как она имеется в наличии и не наносит повреждения пласту. В то время как другие жидкости могут привести к обрушению частиц пород со стенок ствола. В качестве добавок могут служить сульфат бария барит и глина. Добавление измельченной глины увеличивает вязкость жидкости, то есть заставляет ее течь медленнее. В идеале, для проведения КРС скважину глушить не нужно. Если бы изначально колонна для освоения позволяла бы изолировать ствол скважины ниже пакера с помощью пробки, спускаемой на кабеле , тогда НКТ выше пакера можно было бы заменить без нарушения пласта. Это называется КРС верхней части ствола. В качестве альтернативного варианта для капремонта скважины под давлением можно использовать гибкие трубы колтюбинг или специальные установки для СПО под давлением. В обоих этих случаях продуктивный пласт не будет подвержен потенциальному повреждению глушением скважины. Однако, часто скважину приходится глушить, и здесь важность пачек глушения выходит на первый план. Чтобы заглушить скважину, необходимо закачать в скважину жидкость с более высоким гидростатическим давлением, чем пластовое давление. Поскольку скважина проектировалась для того, чтобы добывать нефть, перфорации или освоение с открытым стволом должны иметь проницаемость, чтобы таким образом жидкость проникала в пласт. Хорошая жидкость для КРС должна быть чистой, отфильтрованной и не содержать твердой фазы. Поэтому она не может образовывать фильтрационную корку и будет быстро уходить в пласт. Для предотвращения поглощения жидкости в пласт используют пачки глушения. Неэффективная пачка глушения не только создаст потенциальные проблемы с контролем НГВП, но также может повредить перфорации и пласт, закупоривая их нерастворимыми твердыми частицами. Пачка глушения или любой химический реагент в составе жидкости для ТКРС должен извлекаться обратно после проведения ТКРС, когда скважину переводят обратно в режим эксплуатации; или он должен разрушаться потоком углеводородов или обработкой водой или кислотой. Любые инородные твердые частицы в составе жидкости для ТКРС несут опасность остаться в пласте навсегда. Коллекторы с широким диапазоном проницаемости особенно подвержены неэффективной очистке. По возможности скважина не должна глушиться задавливанием в пласт содержимого НКТ, так как при этом вся грязь и отложения внутрри НКТ проникнут в пласт, нанося непоправимый вред пласту-коллектору. Скважины с низким коэффициентом продуктивности Кпрод более подвержены повреждению, чем скважины с высоким Кпрод. Для глушения этих скважин требуются специальные пачки глушения, чтобы не снижать поглощение до эксплуатационно приемлемого уровня, но предотвращать повреждение. Скважины, на которых проводился гидроразрыв, сильно подвержены повреждению:. Основное предназначение жидкости глушения заключается в обеспечении необходимого противодавления на продуктивный пласт, исключающего ее самопроизвольный выброс и гарантирующего сохранение коллекторских свойств прискважинной зоны. Для глушения скважин за один цикл через насосно-компрессорные трубы, спущенные до забоя, с полной заменой скважинной жидкости и продавливанием жидкости глушения в пласт, необходимая ее плотность рассчитывается по формуле:. Количество циклов глушения для фонтанных скважин с длиной лифта до интервала перфорации — один, во всех остальных случаях количество циклов определяется отношением глубины искусственного забоя и глубиной спуска подземного оборудования:. Для глушения скважин механического фонда в условиях отстоя необходима частичная замена скважинной жидкости в интервале от устья до подвески насоса. В этом случае плотность закачиваемой за один цикл жидкости рассчитывается по формуле:. При многоцикличном глушении скважин механического фонда при отсутствии необходимой приемистости в скважинах с низкой проницаемостью менее 0,05 мкм 2 или если действующими инструкциями запрещается задавливать скважинную жидкость в пласт, плотность жидкости глушения при втором и последующих циклах глушения определяется по формуле:. Сначала жидкость глушения замещают до глубины спуска насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение. Согласно Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности плотность жидкости глушения должна определяться из расчета создания столбом жидкости глушения гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину:. Пластовое давление должно быть замерено не ранее, чем за 3 месяца до начала ремонта скважины. Объем жидкости глушения скважины, необходимой для глушения и технологических нужд при текущем ремонте скважин определяется:. Объем доливной емкости должен быть не менее 6 м 3 , а объем жидкости долива не должен быть не меньше 4 м 3. Объем эксплуатационной колонны определяется в зависимости от длины ствола скважины, ее диаметра и толщины стенки колонны:. Кроме того, на период ремонта скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины на солерастворный узел. Агрегаты должны быть расстановлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью. Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны и расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Выхлопные трубы должны быть оборудованы глушителями и искрогасителями. Не допускается установка агрегата под линии электропередач. Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными устройствами заводского изготовления и манометрами. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат. Монтаж нагнетательного трубопровода должен производиться из труб и стальных шарнирных соединений высокого давления. Трубы нагнетательной линии раскладываются от насосных агрегатов к устью скважины:. Линии считаются герметичными, если в течение 3-х минут давление опрессовки не падает. В случае обнаружения пропусков, давление снизить до атмосферного, произвести устранение пропусков и повторить опрессовку снова. Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном — в затрубное пространство. Процесс глушения в пределах одного цикла должен быть непрерывным. Прокачивание необходимого объёма жидкости глушения должно быть непрерывным с поддерживанием противодавления жидкости на линии выхода жидкости из скважины в пределах МПа. При поглощении жидкости глушения пластом-коллектором необходимо уменьшить противодавление на пласт, регулируя его в диапазонах коэффициента К и снизить противодавление на линии выхода жидкости до минимума, производя глушение на ёмкость. Если производится глушение в два и более циклов, то скважина закрывается и ставится на отстой на время указанное в плане. Перерыв между циклами глушения должен составлять:. При глушении скважины в 2 цикла для скважин с глубиной спуска насоса, хвостовика или НКТ, составляющей более половины длины ствола скважины до интервала перфорации объем жидкости глушения должен быть для первого цикла не менее величины полного объема эксплуатационной колонны от глубины спуска насоса башмака хвостовика или НКТ до забоя. Для второго цикла не менее полного объёма эксплуатационной колонны до глубины спуска насоса или хвостовика с учетом водоизмещения НКТ. Без наличия этого объема на скважине начинать глушение запрещается. Перед глушением, кроме случаев, связанных с негерметичностью лифтов НКТ, производится сбитие сбивного клапана путём сбрасывания лома. Контроль плотности раствора является неотъемлемой частью процесса глушения скважин. Для замера плотности используется ареометр. Чтобы замерить плотность с помощью ареометра необходимо:. Плотность жидкости глушения должна соответствовать плотности, указанной в согласованном плане работ. После того как скважина заглушена давление в трубном и затрубном пространстве равны нулю , можно приступать к монтажу подъёмного агрегата и к самому ремонту скважины. Минералогия Петрография Литология Нефтегазопромысловая геология Кристаллография Ремонт скважин Контакты. Газонефтеводопроявление Освоение скважин Заканчивание скважин Колтюбинг ГНКТ Основные виды жидкостей глушения.
Решения данной проблемы способ 1
Непридуманные истории воровского мира фильм
Можно найти выключенный iphone
Нефтегазовая библиотека
Какой перекисью обрабатывать раны
Шаль снежная королева схема
Лодка аэро характеристики
Права и обязанности граждан закрепленные в конституции
Beko 24500 t инструкция
Методика расчета глушения скважины с применением специального раствора
Идея рассказа маленький принц
Леся українка цитати
Роза концерто фото и описание
Диагностика результатов овладения детьми основными движениями
Давление насыщенных паров таблица
Будь здоров клиника на фрунзенской расписание врачей
Метро тольятти официальный сайт каталог
Особенности методов расчета глушения скважины
Способы обмена информацией в микропроцессорной системе
Как приручить дракона 3 19 серия
Состояние и структура преступности в россии
Помочь забыть бывшую
Простые схемы вязания спицами для начинающих
telegra.ph
