Глушение скважин способы глушения

Особенности методов расчета глушения скважины

Глушением скважины называется процесс, который направлен на создание обратного давления на горные пласты и прекращение появления флюида породы. Расчет глушения скважины, цели и задачи которого состоят в обеспечении особых условий при ее бурении, производится на стадии до текущих ремонтных работ либо до капремонта скважины. Главным требованием считается соблюдение правил безопасности производства, а также предупреждение выбросов энергоресурсов (нефти и газа) в процессе работы.

Основные особенности процесса

Глушение скважины может производиться несколькими методами: чаще всего для этого используют специальные жидкости или пену. Благодаря этим веществам можно создать нужный уровень давления в забое, который превысит показатель пластового. Растворы могут быть на водной основе с содержанием солей или элементов для придания определенной густоты, а в качестве пены применяются двух- и трехфазные составы.

Замена жидкости в забое приводит к промыванию всей скважины, при этом обязательно нужно учесть в расчетах показатели насосно-компрессионных труб до максимально допустимого уровня. Требуется принять во внимание при расчете и замену жидкости на участке устья, которая осуществляется по очереди; при этой работе применяется раствор, которым заполняется вся скважина. Необходимо внимательно отнестись к качеству раствора, его физиологическим характеристикам (плотность, состав и т.д.), равно как и при использовании пены.

Ключевые требования к растворам для глушения скважин

Среди основных требований, которые выдвигаются к жидкостям, используемым в глушении скважин, можно назвать следующие:

• Степень попадания фильтруемых частиц, в том числе твердого субстрата, в призабойный участок горной породы должна быть минимальной. Процент содержания взвесей должен быть менее 30 мг на литр раствора.
• Контакт с водами в горном пласте не должен нарушать стабильность жидкости.
• Удаление твердых частиц должно происходить наиболее легким методом.
• Фильтруемое вещество не должно контактировать с глиной в зоне коллектора.
• В пористой части пласта не должны образовываться осадки.
• Давление жидкости не должно разрушать целостность армирующих элементов и обсадных труб.

Если в ходе метода расчета глушения скважины нужно улучшить либо воссоздать необходимые свойства ствола, жидкость может иметь в составе добавки, которые могут снизить натяжение на пограничной полосе с нефтяным продуктом, усилить водоотталкивающую функцию, снизить процент водного насыщения и т.д. Это могут быть различные реагенты или поверхностно-активные вещества, а также ингибиторы. Благодаря использованию таких растворов можно уменьшить время вывода скважины в режим готовности, увеличить полезный объем добываемого продукта, во многом по причине снижения процента содержания воды.

Цели расчетов и задачи процесса

При осуществлении работы по расчетам и глушению нефтяной скважины необходимо определить ряд целей и задач, которые актуальны при работе с жидкостями:

• По составу и плотности раствор не может повлиять на состав породы. При этом горный пласт не должен быть несовместимым с жидкостью, в противном случае при глушении произойдет образование осадка.
• Частицы глинистого слоя должны ингибироваться, и состав жидкости должен содержать фильтрат, благодаря чему при повышении уровня воды в стволе не возникнет риска разбухания этих частиц.
• Жидкость для глушения не выполняет функции преграды.
• Растворы не должны влиять на состояние техники для глушения и бурения скважин.
• Раствор не должен впитываться в почву: он служит для гидрофобизации, уменьшения натяжения и других эффектов.
• Коррозийный эффект может протекать с интенсивностью менее 0,15 мм за год.

При повышенном температурном режиме раствор с качественным составом имеет свойства устойчивости к перепадам температур, а также морозостойкости, что актуально в осенне-зимний период. Кроме того, жидкость не должна иметь токсичных элементов в составе, она должна быть огнестойкой и безопасной с точки зрения подверженности взрывам.

Вычисление объема растворов

Чтобы произвести методы расчета глушения скважин для горных пластов под нефтяную скважину, необходимо провести несколько действий; важно также соблюсти требования правил по безопасности. Для правильного вычисления объема жидкости, которая нужна для глушения, нужно узнать объем самого столба. При этом берется во внимание не только объем НКТ, но и толщина трубочных стенок, а также глубина, на которую их предстоит опустить.

При вычислении объема жидкости необходимо произвести нижеописанные методы расчетов.

V жг = (V эк – V нкт – V шт)*Кз

По этой формуле:

• V эк = (п D2 /4)*H – уровень объема жидкости для скважинных эксплуатационных колонн, измеряемый в кубометрах.
• Н – определитель скважинной глубины, измеряется в метрах.
• D – внутренний диаметр скважинной колонны.
• Кз – показатель коэффициента запаса.
• V нкт – объем особого раствора, который выходит на поверхность при погружении НКТ;

измеряется в кубометрах.

V нкт = (пх(d – d 1)/ 4) х Hсп

По данной формуле:

• d, d 1 – диаметр насосно-компрессионных труб (внешний и внутренний показатели).
• Н сп – глубина, на которую спускается насосное оборудование.
• V шт – вытесняемый объем при погружении металлических предметов (может отсутствовать).

Эффекты отклонений при изменениях в плотности раствора

При чрезмерном впитывании жидкости, которая используется при глушении нефтяной скважины, требуется использовать специальные средства для блокировки данного эффекта. При этом нужно вычислять плотность раствора, для чего берется метод расчета по формуле выявления давления, которое находится в прямой зависимости от уровня жидкости, превышающего давление горного пласта. Отклонения по показателям растворной плотности не должны превышать 20 кг на кубометр в любую сторону.

Уровень коррозийного давления должен быть как можно ниже. Используемый раствор не должен кристаллизоваться при наступлении холодов, т.е. ему необходимо иметь термоустойчивые свойства. Требуется также контролировать уровень плотности раствора, степень его вязкости. В случаях, если разработка и последующее глушение нефтяной скважины производится в пластах, содержащих сероводородные месторождения, раствор должен нейтрализовать его воздействие на шахту.

Для того, чтобы замена раствора на свежий при глушении скважины уложилась в один цикл, необходимо вычислить при расчетах удельный вес по следующей формуле:

pж = P пл х (1 + П) / Н х 0,098

• рж – плотность жидкости для скважины.
• Р пл – уровень пластового давления.
• Н – расстояние от верхнего пласта до начала ствола.
• П – степень безопасности проводимых работ (вычисляется из наличия газов, опасных явлений и эффектов).

Особенности глушения скважины за единичный цикл

Проводить глушение в таких условиях становится возможным при соблюдении ряда аспектов:

• Насосно-компрессионные трубы, которые спущены до уровня перфорации или выше на сто метров, метод заглушки выполняется за один цикл.
• Скважины с УЭЦН, которые устроены не больше чем на сто метров выше перфорационного уровня, имеют высокую степень приемистости и могут способствовать сильному продавливанию нижерасположенных вод.
• Показатель обводненности скважины составляет больше половины, при этом сама скважина была закрыта дольше 48 часов.

Также методы глушения скважин могут производиться при использовании минимального объема раствора с крупным удельным весом. Суть метода расчета в данной ситуации заключается в том, что жидкость в пластах и сама нефть начинают расслаиваться, когда флюид, который расположен в шахте, неподвижен. Изначально считается, что при закрытой скважине происходит распад воды в стволе на различные фракции, а расположенная под насосным оборудованием жидкость считается водой в горных пластах.

Заглушка может проводиться в течение цикла, а раствор, используемый при этом, должен иметь повышенный показатель плотности. Подобные методы глушения скважин могут быть применены при соблюдении следующих правил:

• Скважина была закрыта более 2 суток.
• Степень обводненности составила больше половины.

Потребуется узнать плотность жидкости, используемой для глушения скважины, на объем столба при спуске, при котором давление воды будет иметь нужный показатель.

В процессе будет происходить смешение тяжелого раствора с водой в пластах породы, когда первый будет оседать. Сама вода при этом залегает ниже точки приема насосного оборудования. Долив жидкости при методике глушении нужно проводить посредством удельного веса самого раствора, который имеет средний арифметический показатель по всему стволу. Формула метода расчета для глушения:

pж = (P пл х (1 + П) – Р н ) / Н х 9.8 х 10.6

• pж – плотность раствора, используемого для глушения.
• Рн – давление воды в горных пластах при глушении.
• Рпл – показатель давления в пласте.
• Н – расстояние от начала до конца скважины.
• П – степень безопасности.
• g – показатель ускорения при свободном падении.

Особенности метода глушения скважин с применением пены

Согласно практическому опыту по методу глушению нефтяных скважин при помощи специальной пены, после окончания ее заливки в ствол начинается перекачка из пространства между трубой и внутри нее. Таким образом, давление в забойной зоне может быть уменьшено наполовину и более по сравнению с изначальным значением при глушении.

Перелив пены из ствола может происходить по следующим причинам:

• Эффект расширения субстанции из-за падения давления на гидропотери при трении.
• Расширение субстанции из-за перепада температур при глушении скважины: показатель увеличивается до температуры пластов.
• Дополнительное расширение вещества, которое происходит из-за дополнительного тепла, которое уравновешивает падение температур при падении давления.

Данные процессы при глушении случаются единовременно, и если вся энергия, которая приводит к расширению пены, равна росту ее объема, а также затратам на трение, перелив заканчивается.

Таким образом, чтобы перелива субстанции из ствола не произошло, глушение должно производиться с учетом закачивания некоторого количества раствора не только между трубой и пластами, но и в саму трубу. Давление раствора в этом случае уравновешивает давление, которое образуется от самой пены, поскольку происходит ее расширение от перепада температур, наличия дополнительного тепла и упругости.

Общая формула зависимости:

Ргр = Ртр п + Ртра + Pv

• ргр — давление столба, которое формируется в процессе глушения.
• ртр п — потери давления на трение, которые происходят в процессе перелива.
• а — коэффициент энергозапасов субстанции.
• р, — давление самой пены.

Показатель ргр уточняется по промысловой информации в ходе глушения.

Источник

Geolib.net

Справочник по геологии

Глушение скважин

Глушение скважин как в бурении, так и при капитальном (текущем) ремонте скважин необходимо для создания достаточного противодавления на продуктивный пласт, при котором поступление флюида из коллектора исключено. Раствор глушения обычно представляет собой соляной раствор либо пресную воду . Раствор глушения для ТКРС может быть на водной или нефтяной основе.

Общая информация о глушении

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.

Рис. 1. ЦА 320 на базе КаМАЗ повсеместно используемый для глушения скважин.

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, т.е. заставляет ее течь медленнее. Частицы глины также обволакивают или «зашпаклевывают» стенки ствола скважины, как шпаклевка для отделочных работ.

Таблица 1. Классификация жидкостей глушения

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:

• Отмечается снижение Кпрод на 40%;

• Они требуют другого подхода. В некоторых районах закачивают пачку 20/40 карболитового расклинивающего агента в интервал гидроразрыва, а потом сверху закачивают пачку крупнозернистого пластозакупоривающего материала.

Основное предназначение жидкости глушения заключается в обеспечении необходимого противодавления на продуктивный пласт, исключающего ее самопроизвольный выброс и гарантирующего сохранение коллекторских свойств прискважинной зоны.

Определение плотности жидкости глушения

Одноцикличное глушение

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:

где П — коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта; Р_пл — пластовое давление, Па; h_из — отметка положения искусственного забоя по вертикали скважины, м; l_из — отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м; α — средний зенитный угол ствола скважины, град.

Многоцикличное глушение

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 скважин с глубиной спуска насоса, хвостовика или НКТ, составляющей более половины длины ствола скважины до интервала перфорации — 2 цикла.
• Для скважины с глубиной спуска насоса, хвостовика или НКТ, составляющей менее половины длины ствола скважины до интервала перфорации — 3 и более циклов.

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:

h_тр — отметка глубины спуска НКТ или насоса, м; ρ_н — плотность жидкости под насосом.

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. Расчетное время Т определяют по формуле Т = H/v, где Н — расстояние от приемной сетки насоса до забоя скважины, м; v — скорость замещения жидкостей, м/с (ориентировочно можно принять 0,04 м/с).

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:

• 10-15% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 1,5МПа;
• 5-10% для скважины глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа;
• 4-7% для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500 и до проектной глубины),но не более 3,5 МПа.

Пластовое давление должно быть замерено не ранее, чем за 3 месяца до начала ремонта скважины. При получении удельного веса жидкости γ= 0,86 -1,0, рассчитанного по формуле, ремонтируемая скважина должна быть заглушена дегазированной нефтью, или пресной водой.

Определение объёма жидкости глушения

Объем жидкости глушения скважины, необходимой для глушения и технологических нужд при текущем ремонте скважин определяется:

где V_скв — объем жидкости в скважине, определяемый объемом эксплуатационной колонны, м 3 ; Vдол — объем жидкости для долива скважин в процессе ведения работ, м 3 . 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:

где h_тз — глубина текущего забоя; d_вн — внутренний диаметр эксплуатационной колонны.

Кроме того, на период ремонта скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины на солерастворный узел.

Технология глушения

Расстановка и монтаж оборудования

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.

Рис. 2. Расстановка наземного оборудования при глушении скважин.

Монтаж нагнетательного трубопровода должен производиться из труб и стальных шарнирных соединений высокого давления. Трубы нагнетательной линии раскладываются от насосных агрегатов к устью скважины:

• В местах соединений производится их укладка на деревянные выкладки;
• Проверяется исправность резинового уплотнительного элемента на ниппеле трубы;
• Ниппель направляется в муфту соседней трубы и наживляется гайка БРС в направлении по часовой стрелке;
• Ударами кувалды производится закрепление гайки БРС;
• Для возможности сборки линий в различных плоскостях в отношении труб друг к другу применяются стальные шарнирные соединения высокого давления, соединение которых с трубами аналогична приведенному выше.

Рис. 3. Схема быстроразъёмного соединения.

Испытание на герметичность

После сборки линий производится испытание линий на герметичность:

• Закрывается задвижка на фонтанной арматуре;
• Удаляется персонал из опасной зоны;
• По команде руководителя работ начинается нагнетание жидкости в напорные линии до 1,5-кратного значения ожидаемого рабочего давления (указано в плане работ);

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.

Закачивание раствора глушения

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 2-3 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.

При закачивании необходимо наблюдать за показаниями манометров и герметичности нагнетательных линий. Не допускается нахождение персонала в зонах близлежащих к нагнетательным линиям.

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:

• Для колонны диаметром 168 мм — не менее 8 ч;
• Для колонны диаметром 146 мм — не менее 12 ч.

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.

Объём жидкости глушения для 1-го цикла глушения определяется по формуле:

где Н — глубина текущего забоя скважины, м; Н_гно — глубина спуска подземного оборудования, м, S_эк — площадь эксплуатационной колонны по внутреннему диаметру, м 2 .

Объём жидкости глушения для 2-го цикла глушения определяется по формуле:

где V_{водоизм} — водоизмещение НКТ.

Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины.

Замер плотности жидкости глушения

Контроль плотности раствора является неотъемлемой частью процесса глушения скважин. Для замера плотности используется ареометр. Чтобы замерить плотность с помощью ареометра необходимо:

• Произвести отбор пробы жидкости глушения, заполнить ведерко водой;
• Отвернуть нижнюю часть ареометра;
• Налить в нее пробу;
• Соединить верхнюю и нижнюю часть ареометра;
• Опустить ареометр в ведерко;
• Определить по риске погружения на шкале прибора плотность жидкости глушения;

Плотность жидкости глушения должна соответствовать плотности, указанной в согласованном плане работ.

Стравливание давления из скважины

Стравливание давления после окончания глушения происходит по следующей последовательности:

• Останавливается скважина.
• На всех задвижках промывочного оборудования необходимо проверить наличие надписей с указанием направления открытия или закрытия задвижки.
• Производится разрядка скважины открытием задвижки.
• Проверяется исправность запорной арматуры.
• Открытие задвижки осуществляется вращением (поворотом) штурвала в направлении указанном на штурвале (в основных случаях — в направлении против часовой стрелки).

После того как скважина заглушена (давление в трубном и затрубном пространстве равны нулю), можно приступать к монтажу подъёмного агрегата и к самому ремонту скважины.

Источник