Глушение скважин
Расстановка техники
• Агрегаты должны быть установлены 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. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1 м. Выхлопные трубы должны быть оборудованы глушителями и искрогасителями.
• НЕ ДОПУСКАТЬ установку агрегата под ЛЭП.
• 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.
Определение давления
• Давление определяется при помощи манометра по показаниям стрелки.
• На манометре должна быть установлена контрольная стрелка показывающая максимальное рабочее давление.
• Манометр выбирается так, чтобы предполагаемые показания рабочего давления находились в средней трети шкалы манометра.
Стравливание давления из скважины
• 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)
Сборка линий
• 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 к труб друг к другу применяются стальных шарнирных соединений высокого давления соединение которых с трубами аналогична приведеному выше.
Испытание на герметичность
• После сборки линий производится испытание линий на герметичность.
• Закрывается задвижка на ФА;
• удаляется персонал из опасной зоны;
• по команде руководителя работ начинется 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.
Замер плотности жидкости глушения
Замеры плотности производятся следующим образом:
• 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 плане работ.
Закачка 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.
Расход жидкости глушения должен выбираться большим, чем производительность скважины, путем регулирования скорости закачки или штуцированием задвижки — для создания противодавления на пласт.
• Перед началом закачки жидкости глушения в скважину открыть задвижку на ФА.
• При закачке необходимо следить за показаниями манометров и целостности нагнетательных линий.
• ЗАПРЕЩЕНО находиться в зонах близлежащих к нагнетательным линиям.
• Производится закачка запланированного объема задавочной жидкости.
• Если производится глушение в два и более циклов, то скважина закрывается и ставится на отстой на время указанное в плане.
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.
Заключительные работы после глушения
• 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.
• После закачки в скважину задавочной жидкости, устье скважины перед производством работ оборудуется по утвержденной схеме.
Источник
Глушение скважины
Глушение скважин – это технологический процесс, в результате которого создается противодавление на пласт и прекращается добыча пластового флюида.
Для глушения скважин используют жидкости с плотностью, обеспечивающей создания необходимого противодавления на пласт.
Жидкость для глушения должна обладать определенными физико-химическими свойствами, соответствующими конкретным условиям: быть химически инертной к породе, коллектору; исключать необратимую кольматацию пор и трещин продуктивного пласта; не оказывать коррозионного воздействия на металл скважинного оборудования и промысловых коммуникаций; обладать стабильностью в конкретных термобарических условиях в течение времени, необходимого для выполнения предусмотренных работ.
Кроме того, все жидкости должны быть взрывопожаробезопасными и нетоксичными, высокотехнологичными в приготовлении и использовании.
При глушение скважины в затрубное пространство при расчётной производительности агрегатов закачивается жидкость глушения.
При этом для создания заданной репрессии на пласт создаётся противодавление на устье с помощью регулируемого штуцера, установленного на линии трубного пространства.
При закачке жидкости глушения в затрубное пространство забойное давление должно поддерживаться постоянным, но превышающим пластовое давление на заданную величину.
По мере закачки жидкости глушения давление в трубах перед штуцером должно поддерживаться постоянным.
Давление в затрубном пространстве при этом будет снижаться.
Как только жидкость глушения начнет заходить в трубы, необходимо контролировать процесс глушения по давлению в затрубном пространстве, которое должно поддерживаться постоянным, равным гидравлическим сопротивлениям.
После выхода на поверхность штуцер должен быть полностью открыт и дальнейшую прокачку следует вести при установившемся давление в затрубном пространстве, вплоть до вымыва раствора.
Для глушения используется широкий спектр флюидов, рассолы (KCl, NaClи др.), эмульсионные растворы, сырую нефть, дизельное топливо, метанолы, природный газ, пену и воздух.
Источник
Технологические жидкости для глушения скважин
В качестве таких жидкостей применяются водные составы с добавками загустителей или минеральных солей
ИА Neftegaz.RU. Задачей операции глушения скважин является обеспечение безопасных условий работы буровых и ремонтных бригад в стволе скважины путем предотвращения выброса нефти или газа из пласта.
Решение данной задачи возможно с помощью различных составов глушения пластов, создающих на забое скважин давление выше пластового.
Обычно для этих целей применяются водные составы с добавками загустителей или минеральных солей.
Возможно также применения специальных механических отсекателей пластов или противовыбросового оборудования.
При подготовке скважины к проведению вторичного вскрытия, обработке призабойной зоны или ремонтным работам весь ствол заполняется жидкостью глушения.
Технология работ по замене жидкости в стволе скважины заключается в проведении операции промывки ствола с допуском НКТ до забоя или последовательной замене скважинной жидкости на участке устье-насос на жидкость глушения с обеспечением заполнения всего ствола скважины.
Один из основных параметров жидкости глушения — это ее плотность.
Плотность жидкости глушения определяет величину давления на забое скважин.
Основные цели и задачи операций глушения продуктивных пластов:
- Жидкость глушения должна обеспечивать создание на забое давления, превышающего пластовое.
- Жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами. Содержание взвешенных частиц не должно превышать 30 мг/л.
- Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.
- 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».
- Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий 1 го и 2 го рода.
- Реологические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом.
- Жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на Скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,12 мм/год
- Жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях.
- Жидкость глушения должна быть не горючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.
При этом технологии приготовления жидкости глушения и их применения в скважинах должны обеспечивать простоту приготовления и регулирования свойствами жидкости глушения без создания в скважинах аварийных ситуаций и осложнений.
Технологии глушения скважин не должны затруднять последующее освоение и вывод скважин на запланированный режим работы.
Факторы, ухудшающие свойства ПЗС при проникновении в нее жидкостей глушения:
- набухание глинистых минералов, содержащихся в породе коллекторов;
- блокирующее действие воды, обусловленное капиллярными и поверхностными явлениями, происходящими в поровом пространстве в результате взаимного вытеснения несмешивающихся жидкостей;
- образование в пласте стойких водонефтяных эмульсий;
- образование в поровом пространстве нерастворимых осадков в результате взаимодействия жидкости глушения и пластовых флюидов;
- закупоривание пор твердыми частицами, проникающими в пласт вместе в фильтратом (жидкой фазой).
Все жидкости глушения условно делят на 2 группы:
— на водной основе, в тч пены, пресные и пластовые воды; растворы минеральных солей; глинистые растворы; гидрогели; прямые эмульсии.
— на углеводородной основе, в тч товарная или загущенная нефть; обратные эмульсии с содержанием водной фазы до 70%.
В группе жидкостей глушения на водной основе ведущая роль принадлежит водным растворам минеральных солей или чистым рассолам, не содержащим твердой фазы.
Осложняющие факторы при глушении скважин минеральными солями:
- Взаимодействие воды и растворов солей с глинистыми минералами
- Образование малорастворимых солей
- Образование эмульсий
- Образование водной блокады
Добавки к водным растворам глушения, позволяющие снизить негативное влияния водных растворов жидкостей глушения на ФЕС пласта
-Гидрофобизаторы и ингибиторы набухания глин;
Для предотвращения проникновения жидкостей глушения на основе солей в пласт используются различные загущенные жидкости глушения, которые обладают повышенной вязкостью и имеют низкий коэффициент фильтрации в пласт. Применение загущенных жидкостей глушения связано с пониженным пластовым давлением, когда пластовое давление ниже гидростатического.
Загущенные жидкости глушения на углеводородной основе.
Для максимального сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов в процессе проведения ремонтных работ в скважинах в качестве жидкости глушения рекомендуются растворы на углеводородной основе.
Использование таких систем сохраняет естественную водонасыщенность пор .
Исключаются набухание глинистых минералов пласта; блокирующее действие воды, обусловленное капиллярными явлениями; образование нерастворимых осадков при контакте с минерализованными водами; коррозия оборудования, проявления сероводорода на устье скважин.
Недостатком жидкостей глушения на углеводородной основе является их пожароопастность.
Загущенные жидкости на углеводородной основе можно разделить на обратные эмульси и загущенная нефть.
Вследствие широты диапазона регулируемых свойств и сравнительно низкой стоимости наибольшее распространение нашли обратные эмульсии.
Обратные эмульсии для глушения скважин
В настоящее время эмульсионные составы широко используются в различных процессах нефтедобычи: в процессах первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, при глушении скважин, при обработках призабойной зоны пласта и в процессах повышения нефтеотдачи. При этом в каждом конкретном случае используются определенные типы эмульсий и специально подобранные с учетом необходимых физико-химических свойств эмульсионные составы.
Использование загущенной нефти позволяет снизить негативное влияние жидкости глушения на ПЗП и получать жидкости глушения плотность меньше 1 г/см3. Однако при данных преимуществах загущенная нефть имеет ряд существенных недостатков, в тч высокая стоимость жидкости глушения; высокая пожароопастность; сложное регулирование реологических свойств.
Технология глушения скважин
Для определения технологии глушения необходимо принять ряд решений.
состав основной жидкости глушения и добавки;
необходимость применения блокирующей жидкости.
Количество циклов глушения определяется глубиной спуска внутрискважинного оборудования.
По умолчанию, процесс закачки жидкости глушения должен производиться в трубное пространство скважины (прямой способ).
Когда сбить клапан насоса не удается, глушение производят через затрубное пространство (обратный способ).
В случае высокого пластового давления, когда давление значительно превышает гидростатическое скорость закачки должна быть максимальной, превышающей производительность скважины при условии, что давление при этом не превышает предельно допустимого (по условиям давления опрессовки колонны или кабельного ввода).
В случае нормального и низкого пластового давления, давление примерно равно или ниже гидростатического с целью минимизации забойного давления, снижения объемов поглощения скважинной жидкости пластом, скорость закачки жидкости глушения не должна превышать 10 м3/час.
Перед составлением плана работ следует определиться, каким образом первая пачка жидкости глушения поступит к забою скважин. В составе первой пачки обычно участвует блокирующий состав.
Для месторождений с низкой проницаемостью продуктивного пласта или высокой глинистостью породы рекомендуется способ осаждения.
Для определения необходимого объема жидкости глушения необходимо рассчитать внутренний объем скважины с учетом толщины стенки труб, объема спущенных НКТ, и глубину спуска ГНО.
Объем первого цикла глушения рассчитывается из условия, что он должен быть не менее внутреннего объема эксплуатационной колонны в интервале от глубины спуска ГНО (башмак НКТ) до искусственного забоя.
Объем второго цикла рассчитывается из условия, что он должен быть не менее внутреннего объема эксплуатационной колонны за вычетом объема НКТ в интервале от устья до глубины спуска ГНО (башмак НКТ). Т.е. он должен обеспечивать полную смену жидкости в ходе промывки в указанном объеме.
Источник
