В каких случаях скважина подлежит глушению
Глушение - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2
Глушение - скважина
Cтраница 2
Глушение скважин перед ремонтами производится в том случае, если пластовое давление в зоне скважины больше гидростатического, а также если продукция содержит вредные и токсические соединения. [16]
Глушение скважины перед ремонтом всегда приводит к глубокому проникновению продавочной жидкости в призабойную зону пласта, что ухудшает ее проницаемость. Вывод таких скважин на установленный режим требует более длительного времени. Чтобы исключить необходимость глушения скважин перед подземным ремонтом, в НГДУ Туйма-занефть используют специальное устройство. Особенность его в том, что хвостовик, проходящий через центральный канал пакера, соединен с колонной НКТ телескопической парой. Обратный клапан в центральном канале выполнен в виде подпружиненной пластины, ось вращения которой закреплена на нижнем торце устройства. При такой конструкции исключается передача нагрузки от колонны НКТ, предотвращается истирание клапана, а также обеспечивается спуск под это устройство глубинных приборов. [17]
Глушение скважин, склонных к нефтегазопроявлениям, проводит бригада текущего ремонта скважин, а в остальных случаях - специализированное звено подготовительной бригады. [18]
Глушение скважин должно осуществляться после оформления двустороннего акта о приемке скважины в ремонт представителями нефтегазодобывающей организации и предприятием по ремонту скважин. [19]
Глушение скважины производят путем прокачки пенообразующей жидкости под давлением 10 - 15 МПа при открытой за. Для регистрации технологических параметров используют станцию контроля цементирования. [20]
Глушение скважины и продавка кислоты водой отрицательно влияют на проницаемость газоносного пласта. При взаимодействии с пресной водой и фильтратом глинистого раствора происходит набухание глинистых частиц пород, слагающих продуктивный пласт, что приводит к снижению проницаемости призабойной зоны. Полный цикл работ, связанных с проведением кислотной обработки призабойной зоны пласта газовых скважин по обычной технологии, выполняется за 4 - 5 сут. [21]
Глушение скважин, в которых значительно упали пластовые давления, чрезвычайно осложнено, особенно на месторождениях с большим этажом газоносности. [22]
Глушение скважин затрудняется еще и изменением фильтрационно-емкостных свойств пород коллекторов как по площади, так и по глубине. Различие коллекторских свойств пластов и суровые климатические условия приготовления и использования существенно осложняют подбор жидкостей для глушения скважин. [23]
Глушение скважины проводят закачкой через бурильную колонну, соблюдая условие Ризб. В исключительных случаях глушение скважины проводят закачиванием раствора одновременно через бурильную колонну труб и в за-трубное пространство. Выбор способа задавливания чаще зависит от ряда факторов, в том числе от состояния бурильной колонны, устойчивости горных пород, мощности фонтана и скважинкой среды. Ее принимают из условия нормального процесса бурения в момент выброса из скважины плюс небольшое приращение. [24]
Глушение скважины при проявлениях осуществляется вымывом на поверхность поступивших из пласта флюидов во время циркуляции и заполнением скважины буровым раствором, плотность которого обеспечивает превышение гидростатического давления над пластовым. При проведении этой операции необходимо, чтобы давление на проявляющий пласт поддерживалось выше пластового. Для этого нужно знать забойное давление в течение всего процесса глушения. [25]
Неоднократное глушение скважин водными ЖГС различного химического состава и минерализации определяет интенсивность взаимодействия породообразующих минералов с жидкостями и оказывает сильное влияние на процессы фильтрации. Поэтому изучение динамики замещения одних жидкостей другими, фазовых проница-емостей, депрессий и репрессий является важным с научной и практической точек зрения. [26]
Некачественное глушение скважин сказывается на дополнительных затратах материалов, необходимых на непосредственное проведение ремонта. В частности, увеличивается расход портландцемента на установку водоизоляционных мостов. [27]
На глушение скважины составляется план. В плане указывается цель работ, краткие геолого-технические данные о скважине, необходимые материалы и техника, технология проведения работ и мероприятия по технике безопасности и безаварийному ведению работ. [28]
www.ngpedia.ru
Глушение скважины — Студопедия
Глушение скважин (kill the well - англ.) — процесс создания в скважине такого давления, при котором исключается нефтегазоводопро-явление (НГВП). НГВП возникает тогда, когда давление пластовых флюидов больше, чем давление в скважине. Процесс глушения представляет собой процесс замещения скважинной жидкости на специально приготовленную жидкость глушения ЖГ с определенной плотностью. В зависимости от условий процесс глушения может быть прямым (НКТ - затрубное пространство) и обратным (затрубное пространство — трубы). Глушение может проходить в один и несколько циклов в зависимости от глубины спуска подвески.
Глушение скважин является одной из самых массовых и вместе с тем, одной из самых проблемных технологических операций, проводимых на нефтяных скважинах. В целом, в любой нефтяной компании ущерб от применения традиционных ЖГ, не отвечающих геологическим условиям нефтяных месторождений, может составить значительную величину, что проявляется в следующих осложнениях:
- увеличении срока вывода на режим скважин после ремонта, приводящем к сокращению общего рабочего времени и общей добычи нефти. Так, например, до начала применения новых растворов глушения средний срок вывода на режим скважин НГДУ "Стреже-войнефть" составлял 5,9 сут, что сравнимо со средней длительностью ремонта;
- снижении продуктивности скважин после некачественного глушения;
- нефтегазопроявлениях в ходе ремонта и повторных глушений, ко-
торые приводят к простоям бригад КТРС, т.е. неэффективному использованию людских ресурсов и техники, приводящим, в свою очередь, к простоям других скважин в ожидании ремонта; - в некоторых случаях физическая невозможность глушения скважины и проведения ремонта. Например, на начало испытаний буферных жидкостей на горизонте БС16-22 Малобалыкского месторождения по данной причине простаивало 18 скважин после ГРП, с суммарной суточной добычей нефти более 500 т. Процесс глушения связан, с одной стороны, с необходимостью обеспечения безопасности работ бригад ТКРС (предупреждение ГНВП), а с другой — с опасностью уменьшения продуктивности скважин в результате ошибок при подборе параметров глушения, нарушении технологии глушения и ведения ремонтных работ. В этой связи особую актуальность приобретает проблема проектирования состава растворов и технологий глушения скважин, позволяющих при выполнении основной технологической задачи сохранять характеристики призабойных зон пласта (ПЗП).
В процессе взаимодействия некачественных жидкостей глушения (ЖГ) и их фильтратов с нефтяным пластом часто идет необратимое ухудшение фильтрационно-емкостных характеристик коллектора вследствие гидратации и набухания минералов глинистого цемента, кольматации каналов взвешенными частицами, соединениями железа, кальция, отложениями неорганических солей и асфальтосмолис-тых и парафиновых веществ (АСПО), образования водонефтяных эмульсий, а также возникновения "водяных мостов". Из-за проникновения солевого водного раствора в ПЗП снижается фазовая проницаемость по нефти и увеличивается обводненность добываемой продукции. Все это ведет к снижению продуктивности скважины.
Необходимо отметить, что применение методов глубокой очистки ПЗП от загрязнений в этих условиях лишь усугубляет ситуацию, так как в ходе последующих глушений технологические жидкости по очищенным каналам проникают в удаленные зоны пласта и в еще большей мере ухудшают его характеристики.
Вопросы квалифицированного подбора рецептуры ЖГ и их качественной подготовки особенно актуальны в настоящее время, когда в ходе интенсификации разработки месторождений широко применяется форсированный отбор жидкости. Эти мероприятия сопровождаются большим числом операций по глушению скважин перед сменой погружных насосов. При этом практика показывает, что форсированный отбор жидкости часто приводит к понижению пластового
давления и осложнению условий глушения скважин. Применение в этих условиях традиционных жидкостей глушения может значительно снизить эффективность проводимых мероприятий.
studopedia.ru
Глушение скважины на воду | ТатБурГео
Глушение скважины – это комплекс мероприятий по устранению фонтанирования какого-либо пластового флюида, например, нефти или воды. Обычно для ликвидации фонтана повышают давление забоя – так, чтобы показатели внутрипластового давления были превышены. Если выражаться проще, то в скважину закачивают техническую жидкость высокой плотности, которая своей суммарной массой создает большее давление, чем образовалось в пластах.
Вообще фонтанирование водоносных скважин – явление крайне редкое. Однако если таковое все же произошло, необходимо не просто устранить само чрезвычайное происшествие, но и ликвидировать его последствия, а также предупредить возможные рецидивы. Именно этого и можно достичь, заглушив скважину. После такого происшествия скважину можно отремонтировать, очистить от технической жидкости и использовать снова. Однако случаются и другие ситуации, в которых скважину требуется временно заглушить или полностью замуровать. Давайте рассмотрим эти ситуации подробнее.
Когда можно не замуровывать скважину?
Руководствуясь соображениями экономии, многие владельцы собственных участков земли бурят скважины на воду из песчаных водоносных слоев, залегающих на глубине 20-60 метров. Эта вода достаточно качественная, и в большинстве случаев ее хватает для удовлетворения потребностей даже довольно больших семей. Однако порой такие скважины попросту пересыхают.
Вода может уйти из песчаной скважины по многим причинам:
- на том же горизонте пробурили другой колодец, причем с большим уровнем потребления;
- скважина была выполнена неправильно, в результате чего вода перешла на другие горизонты;
- и т.п.
Какой бы ни была истинная причина, итог один: вода ушла и неизвестно, вернется ли она (бывает, что она вновь появляется в скважине). В любом случае нет никакого смысла глушить ее. Лучше просто углубить ее до следующего водоносного слоя – известняка. Артезианский колодец дает воду более высокого качества и к тому же в больших количествах.
Когда скважину следует заглушить, даже если в ней есть вода
Вы спросите, кто будет в здравом уме замуровывать водоносную скважину? Те, кому стало известно о загрязненности воды в ней. Как правило, источником загрязнения являются промышленные заводы, сбрасывающие отходы в реки или почву. Пить зараженную воду нельзя, поэтому скважину глушат технической жидкостью либо заливают в нее цементный раствор.
Иногда загрязнения могут попасть в скважину и в результате неправильной эксплуатации. В таком случае можно просто провести санацию, и через некоторое время возобновить использование скважины. Временное глушение применяется и в том случае, если скважина закрывается на холодный сезон – из системы подачи откачивается вода, утепляется кессон.
К сожалению, имеют место и такие ситуации. Зачастую они становятся результатом деятельности человека. Крупное промышленное предприятие заражает водоносный горизонт. Отравление может быть химическим или биологическим – это не имеет значения. В любом случае пользоваться скважиной дальше категорически запрещается. Иногда не спасает даже углубление скважины, но это уже совсем серьезные катаклизмы. Заглушить скважину помогут специалисты, которые закачают в скважину специальную жидкость либо полностью зальют ее ствол раствором на основе цемента. Определить заражение сложно самостоятельно, поэтому важно регулярно проводить анализ употребляемой вами воды.
В некоторых случаях хорошая система фильтрации помогает максимально очистить воду, но даже незначительные примеси бактерий, вирусов или химикатов могут нанести огромный вред здоровью. Если же заражение было результатом неправильной эксплуатации, то можно провести санацию, после которой вода вновь будет пригодна для употребления. Сезонное глушение скважин подразумевает слив воды из системы подачи и полное утепление кессона. Это не даст воде промерзнуть в зимнее время в условиях полного отсутствия активности человека, например, на дачном участке.
Вода из скважин: мифы и реальность
tatburgeo.ru
Глушение скважин — Студопедия
Оборудование фонтанной скважины
Оборудование фонтанной скважины должно обеспечивать герметизацию и разобщение межтрубного пространства, спуск НКТ, направление продукции скважины замерные установки и полное закрытие скважины. Это оборудование состоит из колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом.
Колонную головку устанавливают при бурении скважины. С ее помощью укрепляют устье бурящейся скважины и подвешивают спущенные в нее обсадные колонны. При бурении, проведении ремонтных работ на колонной головке устанавливают противовыбросовое оборудование (ПВО), при эксплуатации скважины – фонтанную арматуру (ФА). По ГОСТу ФА изготавливают на рабочее давление 7; 14; 21; 35; 70 и 105мПА. Ее изготавливают по семи схемам: четыре – тройникового типа, три – крестового. Арматура тройникового типа применяется на скважинах с невысокими устьевыми давлениями, в продукции которых имеется песок и другие механические примеси.
Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка служит для подвешивания лифта НКТ и проведения работ при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Фонтанная елка служит для направления потока жидкости, в выкидную линию на замерную установку, регулирование режима эксплуатации и контроля за работой скважины путем спуска глубинных приборов.
Рабочие струны арматуры к нефте- или газопроводу подключают с помощью манифольда, состоящего из трех – четырех задвижек, крестовин, тройников.
В целях предупреждения открытого фонтанирования перед производством текущего, капитального ремонта или освоения скважин следует создать противодавление на забой скважины (эксплуатируемый или вскрываемый пласт) с помощью задавочной жидкости. Задавочная жидкость должна обладать следующими свойствами:
Иметь достаточный удельный вес для создания необходимого давления на забой;
В случае эксплуатации скважины механизированным способом иметь содержание механических примесей не более 0,1 г/л, для насосов в износостойком исполнении - не более 0,5 г/л;
Не иметь в своем составе растворенного газа.
Удельный вес задавочной жидкости рассчитывается по формуле: У = (Рпл + 0,1Рпл)10/Н, где Рпл – пластовое давление, кгс/см2, Н – расстояние от устья скважины до эксплуатационного пласта.
В качестве задавочной жидкости используют растворы технического хлористого натрия, хлористого кальция, хлористого магния и других солей, а так же инвертноэмульсионные, гидрофобные растворы (ИЭР, ГФР). Удельный вес и объем задавочной жидкости определяется конкретно для каждой скважины геологической службой.
Технология глушения скважин зависит от способа ее эксплуатации. Общие требования при закачке жидкости в скважину по техническим условиям давления на экс.колонну:
D – 168мм допускается не более 10мПа;
D – 146мм – не более 12мПа;
D – 140мм – не более 15мПа.
Пред началом глушения нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторакратное давление от ожидаемого рабочего. Башмак НКТ находится в непосредственной близости от интервала перфорации, поэтому жидкость замещается в скважине на глубину спуска НКТ. В случае, если лифт НКТ запарафинен или загидрачен и восстановить циркуляцию не удается, жидкость закачивается в затрубное пространство скважины на максимальной скорости ЦА – 320 по возможности непрерывно. При этом давление закачки не должно превышать максимально допустимого на экс.колонну.
Если приемистость скважины недостаточна и давление поднимается выше допустимого, для колонны следует производить порционную закачку жидкости с перерывами между циклами 15 – 30мин и стравливанием газа на факел перед закачкой очередной порции. В связи ввыбросом части задавочной жидкости на факел при разрядке, объем ее берется 1,5-кратном объеме скважины. При интенсивном поглощении задавочной жидкости пластом первую порцию солевого раствора объемом 8 – 10-м3 добавляется 5% КНЦ.
Скважина считается заглушенной и подготовленной к ремонту, если при сообщении трубного и затрубного пространства с атмосферой не наблюдается перелива жидкости.
При проведении глушения в зимнее время для предотвращения замерзания выкидных линий, их после глушения, от скважины до замерной установки промывают дизтопливом или продувают воздухом.
studopedia.ru
Глушение - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3
Глушение - скважина
Cтраница 3
Для глушения скважин применяются также жидкости на углеводородной основе. ТатНИПИнефтью разработана и рекомендуется технология глушения нефтяных скважин с применением гид-рофобно-эмульсионных растворов на углеводородной основе. [31]
После глушения скважины поднимают НКТ и другое сква-жинное оборудование. [33]
Для глушения скважин с аномально низким пластовым давлением используют двух - и трехфазные пены, чтобы предупредить поглощение жидкости пластом в больших объемах и предотвратить значительное ухудшение продуктивности скважин в послеремонтный период. [34]
Для глушения скважин в условиях сильно дренированных пластов Галян Д.А. и Комаров Н.М. предложили использовать высоковязкие обратные эмульсии на основе гидрофобного мела. В качестве дисперсионной среды используется дизтопливо, а дисперсной фазы - вода любой степени минерализации. Для лучшего диспергирования водной фазы в дизельном топливе используют кальцинированную соду. [35]
После глушения скважины с фонтанной арматуры снимают ее верхнюю часть ( елку) и на это место устанавливают превентор. [36]
На глушение скважины составляется план. В плане указываются цель работ, краткие геолого-технические данные о скважине, необходимые материалы и техника, технология проведения работ и мероприятия по технике безопасности и безаварийному ведению работ. [37]
Для глушения скважины эффективно подавать раствор в кровлю пласта, питающего фонтан. [38]
Для глушения скважин в условиях сильно дренированных пластов Д.А. Галян предложено использовать высоковязкие эмульсии 2-го рода на основе гидрофобного мела. В качестве дисперсионной среды здесь используется дизельное топливо, а дисперсной фазы - вода любой степени минерализации. Для лучшего диспергирования водной фазы в дизельном топливе используют кальцинированную соду. [39]
Для глушения скважин при подготовке их к перфорации ( при наличии вскрытых продуктивных горизонтов) используют жидкости, не снижающие фильтрационную характеристику призабойной зоны и не вызывающие набухания глин. [40]
Для глушения скважин применяют также специальные клапаны, устанавливаемые в скважинных камерах ( подобно газлифтному клапану) над пакером. При необходимости глушения скважины создается избыточное давление в затрубье. Штифты клапана срезаются, обнажаются циркуляционные отверстия, через которые осуществляется глушение. [41]
Для глушения скважин при ремонтных работах рекомендуется применять также полимерные жидкости. [42]
Для глушения скважин в процессе их подготовки к перфорации ( при наличии вскрытых продуктивных горизонтов) также должны использоваться жидкости, не снижающие фильтрационную характеристику призабойной зоны и не вызывающие набухание глин. [43]
Обычно глушение скважины начинают сразу после окончания гидрогазодинамических исследований. При этом могут быть два случая глушения скважин - при больших и малых пластовых давлениях. [44]
Для глушения скважины эффективно подавать раствор в кровлю пласта, питающего фонтан. [45]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением — Студопедия
- 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.
- 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.
Тема 9. Противовыбросовое оборудование, применяемое для предупреждения газонефтеводопроявлений
studopedia.ru
Глушение фонтанных и нагнетательных скважин — Студопедия
Глушение на циркуляцию:
Обвязать устье скважины и агрегаты в соответствии с технологической схемой приложения К (схема глушения на циркуляцию).
 |
Открыть центральную задвижку на фонтанной арматуре, произвести закачку жидкости глушения в объеме, рассчитанном в соответствии с п. 1.4 в затрубное пространство на циркуляцию с выходом ее через НКТ в емкость.
При этом на устье НКТ создать давление, превышающее замеренное перед глушением давление на 0,5-1 МПа. В процессе закачки ЖГ в скважину его постепенно снижают, оставляя к концу прокачки расчетного объема жидкости 0-0,5 МПа.
Объем ЖГ должен быть увеличен в случае попадания при циркуляции в нее газа.
Скважина считается заглушенной по истечении 1-2 часов после окончания процесса глушения при отсутствии переливов и выхода газа в скважинах с ГФ менее 200 м3/м3 и 5-6 часов в скважинах с ГФ более 200 м3/м3.
Глушение на поглощение:
Обвязку устья скважин и расстановку агрегатов производить в соответствии с технологической схемой приложения Л.
Открыть центральную задвижку на фонтанной арматуре, закачать в НКТ задавочную жидкость в объеме в 1,2 раза превышающем объем НКТ.
Закрыть на устье НКТ, подсоединить цементировочный (промывочный) агрегат к затрубному пространству.
Произвести закачку оставшейся жидкости глушения, рассчитанной согласно формуле 1.4.
При глушении скважины на поглощение давление при закачке не должно превышать 0,8 от давления опрессовки эксплуатационной колонны.
 |
studopedia.ru
Подготовка скважин к ремонту. Обзор комплекса подготовительных работ, страница 3
Очередной этап работ в подготовке к ремонту – это глушение скважины. Глушению подлежат скважины с устьевым давлением выше гидростатического и наоборот, ниже, но в которых, согласно расчётам, сохраняются условия фонтанирования или нефтегазопроявлений.
Глушение скважины – процесс достаточно сложный и трудоёмкий. Он представляет собой замену жидкости скважины на жидкость глушения, и к ней предъявляются особые требования.
Требования к жидкости глушения
2.5 мин
Плотность этой жидкости определяют из расчёта создания её столбом давления, превышающего пластовое в соответствии с необходимыми требованиями.
(стр. 4 – расшифровка таблицы)
?????
По химическим свойствам жидкость глушения должна быть инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию ??? пор пласта твёрдыми частицами.
Фильтр жидкости должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении р-н пластовой воды.
Жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и, наоборот, должна способствовать гидрофабизации поверхности коллектора, а также снижению капиллярных давлений в порах пласта за счёт уменьшения межфазного напряжения на границе раздела фаз «жидкость глушения – фазовый флюид».
К тому же применяемая смесь категорически не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго порядков.
Вязкостные структурно-механические свойства жидкости глушения должны регулироваться, чтобы продуктивный пласт не смог его поглотить.
Жидкость должна быть термостабильной при высоких температурах и морозоустойчивой, не горючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной и обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Как предполагается, стойкость коррозии стали не должна превышать 10-12 сотых миллиметра в год.
Особые требования предъявляются к технологическим свойствам жидкости, поскольку она должна быть технологична в приготовлении и использовании, а её свойства регулироваться.
На месторождениях с наличием сероводорода жидкости глушения должны содержать его нейтрализатор.
Обоснованный выбор жидкости глушения – с содержанием твердой фазы; на основе минеральных солей или углеводородной, с пеной – в зависимости от горно-геологических и технических условий работы скважины, а также способов их приготовления можно осуществить в соответствии с рекомендациями соответствующего каталога либо РД (б).
В ОАО «СНГ» чаще всего используется для глушения пластовая вода с плотностью 1,17 – 1,19 г/см3 и раствор хлористого кальция, имеющий плотность от 1.2 до 11.3 грамма на кубический сантиметр.
Глушение скважин
2.6 мин
Глушение скважин допускается при полной или частичной замене скважиной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена недопустима, то жидкость глушения прокачивают на поглощение.
(рис. 1 стр.7, рис. 2 стр.7)
Фонтанные (газлифтные) и нагнетательные скважины останавливают методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны. Промывка идёт до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков для обеспечения необходимого противодавления на пласт. По истечении 1 – 2 часов при отсутствии переливов и выхода газа скважина считается заглушенной.
Скважина, оборудованная центробежными и штанговыми глубинными насосами, глушат в два и более приёма после остановки насоса и сбивания циркуляционного клапана.
Жидкость глушения закачивают через трубы и межтрубное пространство до появления её на поверхности. Затем закрывают задвижку и закачивают в пласт расчётный объём жидкости, равный объёму колонны от уровня подвески насоса до забоя.
В два этапа останавливают и скважины с низкой приемнистостью пластов. В начале жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а через расчётное время процесс повторяют. Время это (Т) определяют по формуле Т=Н/V, где Н – расстояние от приёма насоса до забоя в метрах, а V – скорость замещения жидкости в метрах в секунду (ориентировочно можно принять = 0,04 м/сек.
vunivere.ru
