Практична робота № 2
Тема: «Глушіння свердловин»
Глушіння свердловин є однією з наймасовіших, і разом з тим однією з найпроблемніших технологічних операцій, що проводяться на нафтових свердловинах. В цілому в будь-який нафтової компанії збиток від застосування традиційних рідин глушіння (ЖГ), що не відповідають геологічними умовами нафтових родовищ, може скласти значну величину, що проявляється в наступних ускладненнях:
- збільшення терміну виведення на режим свердловин після ремонту, що приводить до скорочення загального робочого часу і загального видобутку нафти;
- зниження продуктивності свердловин після неякісного глушіння;
- нафтогазопроявами в ході ремонту і повторних глушіння, які призводять до простоїв бригад КТРС, тобто неефективного використання людських ресурсів і техніки, що призводять в свою чергу, до простоїв інших свердловин в очікуванні ремонту;
- в деяких случаяхфізіческая неможливість глушіння скважена-ни та проведення ремонту.
Коротка характеристика роботи
Особливої актуальності набуває проблема проектування складу розчинів і технологій глушіння свердловин, що дозволяють при виконанні основної технологічної завдання зберігати характеристики привибійну зон пласта (ПЗП). В процесі взаємодії неякісних ЖГ і їх фільтраційно-ємнісних характеристик колектора внаслідок гідратації і набрякання мінералів глинистого цементу, кальматаціі каналів зваженими часткам, сполуками заліза, кальцію, відкладеннями неорганічних солей і асфальтосмолисті і парафінових речовин (АСПО), освіти водонафтових емульсій, а також виникнення « водяних мостів ». Питання кваліфікованого підбору рецептури ЖГ і їх якісної підготовки особливо актуальні, коли в ході інтенсифікації розробки родовищ широко застосовується форсований відбір рідини. Ці заходи супроводжуються великою кількістю операцій по глушіння свердловин перед зміною заглибних насосів. При цьому практика показує, що форсований відбір рідини часто пріводітпоніженію пластового тиску і ускладнення умов глушіння свердловин. З огляду на важливість проблеми, виникає необхідність у переосмисленні процесу глушіння і проведенні ряду заходів щодо поліпшення якості глушіння свердловин. Тому необхідні чіткі уявлення про необхідні параметри процесу глушіння, знання сучасних технологій, засобів підготовки та закачки розчинів глушіння, їх властивостей. Відповідно до вирішуваних завдань технології глушіння свердловин повинні відповідати наступним критеріям якості процесу:
§ надійність глушіння на період підземного і капітального ремонтів свердловин;
§ мінімальний вплив ЖГ на фільтраційно-ємнісні властивості привибійної зони пласта (ПЗП);
§ екологічна чистота і відповідність сучасним вимогам до охорони праці робочого персоналу;
§ відповідність економічним вимогам - відносно низька вартість, доступність ЖГ і їх компонентів.
Технологія глушіння свердловини
Агрегати повинні бути встановлені на відстані не менше 10 м від гирла свердловини і таким чином, щоб їх кабіни не були звернені до гирла.
Агрегати встановлюються з підвітряного боку. Відстань між агрегатами повинно бути не менше 1 м. Вихлопні труби повинні бути обладнані глушниками та іскрогасниками.
НЕ ДОПУСКАЄТЬСЯ установку агрегату під ЛЕП.
Нагнітальні лінії від агрегатів повинні бути обладнані зворотними клапанами, тарованими запобіжними пристроями заводського виготовлення і манометрами. Відведення від запобіжного пристрою на насосі повинен бути закритий кожухом і виведений під агрегат.
Тиск визначається за допомогою манометра за показниками стрілки.
На манометрі повинна бути встановлена контрольна стрілка показує максимальний робочий тиск.
Манометр вибирається так, щоб передбачувані показання робочого тиску знаходилися в середній третині шкали манометра.
Випробування на герметичність
Після складання ліній проводиться випробування ліній на герметичність.
Закривається засувка на ФА;
- видаляється персонал з небезпечної зони;
- за командою керівника робіт начинет нагнітання рідини в напірні лінії до 1,5-кратного значення очікуваного робочого тиску (вказано в плані робіт);
- лінії вважаються герметичними, якщо протягом 3-х хвилин тиск опресування не падає.
У разі виявлення пропусків, тиск знизити до атмосферного, зробити усунення пропусків і повторити опресовування знову.
Закачування розчину глушіння
Глушіння свердловин може проводитися прямим і зворотним способом. При прямому способі, рідина глушіння закачується через НКТ, при зворотному - в затрубний простір.
Витрата рідини глушіння повинен вибиратися більшим, ніж продуктивність свердловини, шляхом регулювання швидкості закачування або штуцірованіем засувки - для створення протитиску на пласт.
Перед початком закачування рідини в свердловину відкрити засувку на ФА.
При закачуванні необхідно стежити за показаннями манометрів і цілісності нагнітальних ліній.
ЗАБОРОНЕНО перебувати в зонах прилеглих до нагнітальним лініях.
Проводиться закачування запланованого обсягу задавочной рідини.
Якщо проводиться глушіння в два і більше циклів, то свердловина закривається і ставиться на відстій на час вказане в плані.
Ознакою закінчення глушіння свердловини є відповідність щільності рідини виходить зі свердловини щільності рідини глушіння, при цьому обсяг прокаченной рідини глушіння повинен бути не менше розрахункової величини.
Вимоги до рідин глушіння
Глушіння свердловин може проводитися прямим і зворотним способом. При прямому способі, рідина глушіння закінчується через НКТ, при зворотному - в затрубний простір.
Процес глушіння (в межах одного циклу) повинен бути безперервним.
Витрата рідини глушіння повинен вибиратися більшим, ніж продуктивність свердловини, шляхом регулювання швидкості закачування або штуцірованіем засувки - для створення протитиску на пласт.
Глушіння свердловини допускається при повній або частковій заміні свердловини рідини з відновленням або без відновлення циркуляції. Якщо часткова заміна свердловини рідини неприпустима, заповнення колони рідиною глушіння здійснюється при її прокачуванні на поглинання.
Необхідну щільність рідини глушіння визначають з розрахунку створення стовпом рідини глушіння тиску, що перевищує поточний пластовий відповідно до вимог ПБНГП.
Не допускається відхилення величини щільності рідини глушіння від встановлених проектом величин більш ніж на ± 20 кг / м 3.
Глибина свердловини, м
Допустимі відхилення в (кг / м3) при щільності глушіння
Рідина для глушіння свердловин повинна бути хімічно інертна до гірських порід, що становлять колектор, сумісна з пластовими флюїдами, повинна виключати необоротну кольматацію пір пласта твердими частинками.
Фільтрат рідини глушіння повинен володіти інгібуючу дію на глинисті частинки, запобігаючи їх набухання при будь-якому значенні рН пластової води.
Рідина глушіння не повинна утворювати водних бар'єрів і повинна сприяти гідрофобізації поверхні колектора і зниження капілярного тиску в порах пласта за рахунок зменшення міжфазного натягу на межі поділу фаз «рідина глушіння - пластовий флюїд»
Рідина глушіння не повинна утворювати стійких водонафтових емульсій першого і другого роду.
Рідина для глушіння повинна володіти низьким корозійним впливом на свердловинне обладнання. Швидкість корозії стали не повинна перевищувати 0,1 мм / рік.
Рідина повинна бути термостабільної при високих температурах і не кристалізуватися на поверхні в зимових умовах.
Рідина глушіння повинна бути негорючою, вибухопожежобезпеки, нетоксичного.
Рідина повинна бути технологічною у приготуванні і використанні.
Щільність і в'язкість рідини глушіння повинні регулюватися. На родовищах з наявністю сірководню рідини глушіння повинні містити нейтралізатор сірководню.
І умов застосування
Аномально висока пластовий тиск
Кількість циклів глушіння
Про пределяется глибиною спуску обладнання. В 1 цикл заглушуються свердловини при наступних умовах:
1. При НКТ, спущених до інтервалу перфорації, або знаходяться не вище 100 метрів від нього, глушіння проводиться в один цикл. (Фонтанна свердловина або свердловина, обладнана ШГН з хвостовиком до забою)
2. Свердловини, експлуатовані в інтенсивному режимі, з ЕЦН, встановленим вище 100м від інтервалу перфорації за умови високої приемистости свердловини і можливості продавкі нижерасположенной рідини в пласт (0% обводнення).
Особливий випадок глушіння в 1 цикл.
3. При високій (більш 50%) обводнення продукції, коли рідина під насосом представлена чистої пластової водою, за умови залишення свердловини на відстій для осідання ЖГ. Глушіння проводиться в один цикл, але рідина глушіння береться із завищеною щільністю.
У два циклу глушать свердловини з насосним обладнанням, розташованим вище 100м над інтервалом перфорації, коли закачування рідини глушіння на поглинання неможлива.
Обсяг другого циклу розраховується за умови, що він повинен бути не менше внутрішнього обсягу експлуатаційної колони за вирахуванням обсягу НКТ в інтервалі від гирла до глибини спуску гно (башмак НКТ). Тобто він повинен забезпечувати повну зміну рідини в ході промивки в зазначеному обсязі.
Величина запасу рідини глушіння становить 10% від обсягу.
Приклад Розрахунку необхідної щільності рідини глушіння
1. Відстань від гирла свердловини до верхніх отворів перфорації Н = 2500м
Пластовий тиск Р = 270 атм. (27 МПа)
Коефіцієнт безпеки робіт 0,05
рж = 27,0 * (1 + 0,05) / 2500 * 9,8 * 10 -6 = 1157 кг / м3
2. Пластовий тиск 28,5 МПа
Запас безпеки 0,05
Глибина спуску насоса 2300м
Відстань від гирла до верхніх отворів перфорації 2600м
Під насосом знаходиться пластова вода pж = 1030кг / м3
Тиск, що створюється поднасосной рідиною:
Рн = 1030 * 9,8 * (2600-2300) = 3028200 Па = 3,03 МПа
Щільність рідини глушіння:
3. Свердловина заглушена рідиною щільністю 1030 кг / м3. проте, на буфері свердловини відзначено надлишковий тиск в 25 атмосфер (2,5 МПа). Розрахувати реальну необхідну щільність рідини глушіння, якщо відстань від гирла свердловини до верхніх дірок перфорації по вертикалі одно 2450 метрів.
Приклад Розрахунок необхідного обсягу рідини глушіння
Діаметр експлуатаційної колони свердловини Dн = 146мм.
Діаметр спущених НКТ d = 73мм.
Глибина свердловини H = 2604м.
Розрахуємо обсяг, яку він обіймав металом НКТ:
Vнкт = 2435 * 3,14 * (0,073 2 -0,062 2) / 4 = 2,84 м 3
Розрахуємо обсяг внутрішнього простору експлуатаційної колони:
Розрахуємо обсяг рідини глушіння:
Vжг = 1,1 * (2,84 + 32,45) = 38,8 м 3
Приклад Регулювання властивостей рідини глушіння
На свердловину завезений розчин з щільністю Рісх = 1180 кг / м3
Завдання - знизити щільність розчину до 1100кг / м3
Кількість води, що додається в літрах
G = 1010 * (1180 - 1100) / (1100-1010) = 1010 * 0,89 = 899 літрів
Зробити розрахунок щільності і необхідного обсягу рідини для глушіння свердловини, відрегулювати щільність розчину до 1050 кг / м3. Зробити висновок на основі вивченого теоретичного матеріалу і розрахункових даних роботи, вибрати ЖГ. Дати характеристику обраного обладнання для процесу глушіння. Вихідні дані за варіантами в табл. 7 і 8.
Варіанти в таблиці 7 і 8. З табл. 7 беруться дані по останній цифрі залікової книжки, а з табл. 8 - по передостанній цифрі залікової книжки.
Проектна глибина, м
Практична робота № 2
Тема: «Глушіння свердловин»
Глушіння свердловин є однією з наймасовіших, і разом з тим однією з найпроблемніших технологічних операцій, що проводяться на нафтових свердловинах. В цілому в будь-який нафтової компанії збиток від застосування традиційних рідин глушіння (ЖГ), що не відповідають геологічними умовами нафтових родовищ, може скласти значну величину, що проявляється в наступних ускладненнях:
- збільшення терміну виведення на режим свердловин після ремонту, що приводить до скорочення загального робочого часу і загального видобутку нафти;
- зниження продуктивності свердловин після неякісного глушіння;
- нафтогазопроявами в ході ремонту і повторних глушіння, які призводять до простоїв бригад КТРС, тобто неефективного використання людських ресурсів і техніки, що призводять в свою чергу, до простоїв інших свердловин в очікуванні ремонту;
- в деяких случаяхфізіческая неможливість глушіння скважена-ни та проведення ремонту.
Коротка характеристика роботи
Особливої актуальності набуває проблема проектування складу розчинів і технологій глушіння свердловин, що дозволяють при виконанні основної технологічної завдання зберігати характеристики привибійну зон пласта (ПЗП). В процесі взаємодії неякісних ЖГ і їх фільтраційно-ємнісних характеристик колектора внаслідок гідратації і набрякання мінералів глинистого цементу, кальматаціі каналів зваженими часткам, сполуками заліза, кальцію, відкладеннями неорганічних солей і асфальтосмолисті і парафінових речовин (АСПО), освіти водонафтових емульсій, а також виникнення « водяних мостів ». Питання кваліфікованого підбору рецептури ЖГ і їх якісної підготовки особливо актуальні, коли в ході інтенсифікації розробки родовищ широко застосовується форсований відбір рідини. Ці заходи супроводжуються великою кількістю операцій по глушіння свердловин перед зміною заглибних насосів. При цьому практика показує, що форсований відбір рідини часто пріводітпоніженію пластового тиску і ускладнення умов глушіння свердловин. З огляду на важливість проблеми, виникає необхідність у переосмисленні процесу глушіння і проведенні ряду заходів щодо поліпшення якості глушіння свердловин. Тому необхідні чіткі уявлення про необхідні параметри процесу глушіння, знання сучасних технологій, засобів підготовки та закачки розчинів глушіння, їх властивостей. Відповідно до вирішуваних завдань технології глушіння свердловин повинні відповідати наступним критеріям якості процесу:
§ надійність глушіння на період підземного і капітального ремонтів свердловин;
§ мінімальний вплив ЖГ на фільтраційно-ємнісні властивості привибійної зони пласта (ПЗП);
§ екологічна чистота і відповідність сучасним вимогам до охорони праці робочого персоналу;
§ відповідність економічним вимогам - відносно низька вартість, доступність ЖГ і їх компонентів.