Ліквідація газонафтоводопроявів, глушіння свердловин

Техніко-технологічні вимоги щодо попередження газонафтоводопроявів

З метою попередження нафтогазопроявами при поточному та капітальному ремонті нафтових, газових і нагнітальних свердловин до і під час їх ремонту необхідно створити протитиск на продуктивний пласт рідиною певного питомої ваги - "рідина глушіння", властивості якої повинні відповідати наступним вимогам:

Існуючі способи глушіння свердловин засновані на застосуванні двох видів рідин або їх поєднань.

1 спосіб - глушіння рідинами на водній основі:

подтоварной водою (технічної);
водними розчинами неорганічних солей (хлористий натрій, хлористий магній, хлористий кальцій, хлористий калій);
сеноманской водою.

2 спосіб - глушіння рідинами на вуглеводневій основі (зворотні емульсії)

3 спосіб - об'єднує переваги двох перших способів глушіння, включає в себе комбіноване застосування зворотного емульсії і мінералізованої води. Технологія заснована на природним осадженням на забій, в інтервалі перфорації, важчій зворотного емульсії в порівнянні зі свердловини рідиною, після чого проводиться промивка мінералізованою водою необхідної щільності.

Щільність зворотного емульсії 1060 - 1350 кг / м3. На родовищах Західного Сибіру рекомендується використовувати склади зворотного емульсії на СаСl2. Обсяг зворотної емульсії 3-6 м3.

Існують два шляхи підвищення якості рідини глушіння на водній основі: використання солей зворотних ПАР, або добавка ПАР в сольові розчини. Це пов'язано з тим, що при глушіння свердловин сольовим розчином (при проникненні його в продуктивний пласт) відбувається зниження фазової проникності для нафти, в результаті збільшуються терміни освоєння та виведення свердловин на робочий режим, знижуються дебіти і післяремонтний період експлуатації, що обумовлює значний недобір нафти .

Технологія глушіння свердловин рідинами на вуглеводневій основі (зворотними емульсіями) дозволяє уникнути багатьох недоліків рідин глушіння на водній основі. Низька фільтрованість зворотних емульсій в пласт, надійна стабілізація водної дисперсної фази ПАР, емульгаторами та стабілізаторами. виключає негативний вплив на продуктивний пласт. Навпаки, фільтрація дисперсної середовища (нафти, легких нафтопродуктів в суміші з ПАР) в привибійну зону пласта позитивно діє на нафтовій пласт.

Визначення щільності рідини глушіння

Щільності рідини для глушіння свердловин розраховується залежно від величини пластового тиску і відстані до ВНК по вертикалі (в практиці робіт до покрівлі пласта), зазначених у плані на ремонт свердловини. Похибка в розрахунках на покрівлю пласта незначна і складає менше 0.1%.

Коефіцієнт запасу (величиною 10 від розрахункової щільності рідини глушіння) передбачається для створення протитиску на пласт з метою запобігання самовиливом свердловини - від непередбачених і неконтрольованих чинників під час ремонту свердловини, а також недостатньою точності виміру пластового тиску.

Для свердловин з обводненість продукції 80% і більше і газовим фактором не більше 100 м3 / м3 допускається зменшення коефіцієнта запасу 5%.
Для свердловин, в яких розкрито кілька пластів з різними пластовими тисками і відстанню між ними більше 50 м, в розрахунках приймається величина відстані до покрівлі пласта (ВНК) з більш високим пластовим тиском. При цьому для запобігання поглинання рідини пластом з меншим пластовим тиском, перший обсяг рідини глушіння (3-5 м3) повинен бути загущен поліакриламідом або КМЦ.
При відсутності достовірних даних про поточний пластовому тиску, не пізніше, ніж за три доби до ремонту свердловини воно повинно бути визначено.
На свердловинах механізованого фонду (ні з аномально низьким пластовим тиском) - за допомогою надлишкового тиску, який заміряється після повної заміни свердловини рідини рідиною глушіння або промивної і відстою свердловини протягом не менше 24 годин.

Поточне пластовий тиск, при цьому, розраховується за формулою:

де: Різб - надлишковий тиск на гирлі свердловини, атм.

На фонтанних свердловинах поточний пластовий тиск заміряється глибинним манометром.

Для глушіння. в ВАТ "Томскнефть" ВНК, використовуються наступні рідини глушіння:

Кількість реагенту (NaCl, CaCl2), що вимагається для приготування необхідного обсягу рідини глушіння певної щільності, розраховується за формулою:

Мр - кількість реагенту, кг;
gр - питома вага реагенту, г / см3
(Gжг - питома вага рідини глушіння, г / см3
gв - питома вага води, використовуваної для приготування
рідини глушіння, г / см3
Vр - необхідний обсяг рідини глушіння, м3
Питома вага NaCl - 2,15 г / см3 (2 150 кг / м3)
CaCl2 - 2,20 г / см3 (2 200 кг / м3)

Не допускається відхилення величини щільності рідини глушіння від розрахункової більш ніж на + 0.02 г / см3. Допустимі відхилення щільності рідини глушіння:

Глибина свердловини, м

Розрахунок обсягу рідини і кількості циклів глушіння свердловини.

Обсяг рідини для глушіння свердловини і кількість циклів глушіння визначається розрахунковим шляхом залежно від глибини свердловини до середини інтервалу перфорації, діаметрів експлуатаційної колони і НКТ, обсягу спущених в свердловину штанг.

Загальний обсяг рідини для глушіння свердловини розраховується за формулою:

Vек = (pD2 / 4) xH;
Н - глибина свердловини до цементного моста,
D - внутрішній діаметр експлуатаційної колони.
VекО - обсяг експлуатаційної колони, з урахуванням спущеного підземного обладнання.

Примітка: Для практичних розрахунків, в зв'язку з різноманіттям діаметрів експлуатаційних колон, а іноді і відсутністю даних по товщині стінки експлуатаційної колони пропонується:

внутрішній діаметр е / к d-127 мм вважати рівним 113 мм (товщина стінки 7мм);
внутрішній діаметр е / к d-146 мм вважати рівним 130 мм (товщина стінки 8 мм);
внутрішній діаметр е / к d-168,3 м вважати рівним 152.3 мм (товщина стінки 8 мм).

dнкт-dнктВ- відповідно зовнішній і внутрішній діаметр НКТ,
Нсн - глибина спуску насоса, м.

Формула, що визначає об'єм рідини, що витісняється металом штанг:

Середньозважений діаметр штанг визначається:

dштСр = ((dшт1 х h1) + (dшт2 х h2) + (dшт3 х h3) / Hсп

dшт1, h1 ... діаметри і довжини ступенів колони штанг.

Обсяг 1 циклу глушіння повинен відповідати обсягу між внутрішнім діаметром е / к і зовнішнім НКТ до глибини спуску насоса. Обсяг 1 циклу визначається за формулою:

Кількість циклів визначається:

Так як кількість циклів глушіння визначається за вищенаведеною формулою завжди буде дробовим, а обсяг останнього циклу глушіння, при округленні в меншу сторону, завжди був великим, що не забезпечувало якісного глушіння на останній стадії і перевитрата рідини глушіння вводиться наступна методика розрахунків обсягів наступних циклів.

При 2.5 КЦ = 2 обсягу другого циклу обчислюється за формулою:

При 3.5 КЦ = 2.5 обсяг третього циклу обчислюється за формулою:

обсяг другого циклу

При КЦ 3.5 обсяг четвертого і другого циклів глушіння обчислюється за формулою:

обсяг третього циклу обчислюється за формулою:

Підготовчі роботи до глушіння свердловини.

Технологія глушіння свердловини

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.
При глушіння свердловини в два і більше циклів час відстою свердловини, необхідне для заміщення розчину, визначається за формулою.

де: Vотн - відносна швидкість рідини глушіння і свердловини рідини в умовах відстою (рівна 70 м / год для нафти щільністю 0.81 г / см3 і води щільністю 1.0 г / см3);

Нж1.2 ... n-1 - висота стовпа вміщеній рідини (приведена до внутрішньому об'єму експлуатаційної колони) при першому і наступних циклах глушіння, м;

Нз1.2 ... n-1 - висота заміщення свердловини рідини - рідиною глушіння (взята від низу спущеного в свердловину обладнання НВВ до кордону розділу свердловини рідини і рідини глушіння. При першому циклі глушіння - до черевика свердловини), м;

tо - тривалість відстою, годину.

Відносна швидкість заміщення свердловини рідини - рідиною глушіння, при різному співвідношенні їх щільності, може бути визначена за графіком .Прізнаком 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.

При глушіння свердловин з високим газовим фактором (більше 200 м3 / м3, і з пластами мають поглинають інтервали повинна передбачатися закачування в зону фільтра буферної пачки загущеній рідини або ВУС. При інтенсивному поглинанні використовуються нефтеводо - Кислоторозчинні наповнювачі - кольматанта з подальшим відновленням проникності ПЗП.
Глушіння фонтанних і нагнітальних свердловин.
У фонтанних свердловинах НКТ спускається до інтервалу перфорації або на 10-30 м вище за нього. Тому, для заміщення свердловини рідини на рідину глушіння в цих свердловинах, досить одного циклу глушіння виконаного шляхом закачування рідини глушіння в НКТ (прямий спосіб).
Глушіння фонтанних (газліфтних) і нагнітальних свердловин виробляють, за умови виходу циркуляції рідини глушіння, з протитиском (в межах допустимого для даної експлуатаційної колони) - достатнім для припинення роботи пласта. Величина противодавления регулюється засувкою на затрубному просторі, при цьому, тиск в лінії відведення свердловини рідини (викидна лінія) не повинно перевищувати 30 кг / см2.
До кінця глушіння свердловини тиск прокачування необхідно поступово знижувати шляхом відкриття засувки на затрубному просторі або зменшення продуктивності насоса.
Глушіння свердловин, обладнаних насосами.
Глушіння свердловин. обладнаних ЕЦН і ШГН, виробляють в два і більше прийомів (циклів) після зупинки свердловинного насоса і збиття циркуляційного клапана (ЕЦН) або відкидання головки балансира біля верстата-качалки.
Свердловину після першого і наступних циклів глушіння залишають на відстій, на час, розраховане за формулою 8.
Кількість виконаних циклів, час відстою, і обсяг прокаченной рідини глушіння повинні відповідати розрахунковим значенням, зазначеним у плані-завданні на глушіння свердловини.

Глушіння свердловин з аномально низьким пластовим тиском.

Глушіння свердловин з аномально низьким пластовим тиском проводиться сеноманской або подтоварной водою без створення протитиску на пласт. Для запобігання погіршенню припливу рідини з пласта до закачуваної в свердловину води додаються хімреагент (КМЦ, ПЕО, ПАР). Добавку зазначених та інших хімреагентів виробляти за спеціальними методиками. Приготування рідини глушіння з добавкою хімреагентів необхідно проводити шляхом інтенсивного їх перемішування. Закачування рідини глушіння в свердловину з добавкою хімреагентів здійснювати при першому циклі глушіння.

Заходи безпеки при глушіння свердловин.

Глушіння свердловини може бути розпочато тільки після оформлення двостороннього акта про прийом свердловини в ремонт (майстер бригади ВРХ (ТРС) та представник ПДНГ, ЦППД).
Глушіння свердловини проводиться за завданням майстра ВРХ (ТРС). Проведення глушіння свердловини без плану ЗАБОРОНЯЄТЬСЯ.
Глушіння свердловин проводиться, як правило, у світлий час доби. В особливих випадках глушіння може бути вироблено в нічний час при забезпеченні освітленості свердловини не менше 26 люк.
Майданчик розміром 40х40 м, на якій встановлюються агрегати, повинна бути звільнена від сторонніх предметів, взимку від снігу.
Перед глушінням необхідно перевірити: справність всіх засувок і фланцевих з'єднань на гирловому обладнанні; наявність протоки рідини по викидний лінії від свердловини до вимірювальної установки і при його відсутності роботи на свердловині припинити до з'ясування та усунення причин.
Промивний агрегат і автоцистерни слід розташовувати з навітряного боку на відстані не менше 10 м від гирла свердловини. При цьому кабіна агрегату і автоцистерн повинні бути звернені в бік, протилежний від гирла свердловини, вихлопні труби агрегату і автоцистерн повинні бути обладнані іскрогасниками, відстань між ними має бути не менше 1.5 м.Промивочний агрегат, крім того, повинен бути обладнаний запобіжним і зворотним клапанами.
В процесі глушіння свердловина ЗАБОРОНЯЄТЬСЯ кріплення будь-яких вузлів агрегату або обв'язки гирла свердловини і трубопроводів. Повинен бути забезпечений постійний контроль: за показаннями манометрів, за лінією обв'язки, за місцезнаходженням людей. Манометри повинні бути встановлені на прокачувати агрегаті і викидний лінії свердловини.
При глушіння свердловин тиск прокачування рідини глушіння не повинно перевищувати тиску опресування експлуатаційної колони даної свердловини.
Розбирання промивної лінії слід починати тільки після зниження тиску в лінії нагнітання до атмосферного. При цьому засувка на фонтанної арматури з боку свердловини повинна бути закрита.
Після закінчення робіт по глушіння свердловини засувки повинні бути закриті, територія навколо свердловини очищена, заглушена свердловина повинна перебувати в очікуванні ремонту не більше 36 годин. При більш тривалому простої свердловини в очікуванні ремонту, свердловина повинна бути заглушена повторно до початку ремонтних робіт.
Після закінчення всіх робіт по глушіння свердловини складається «Акт на глушіння свердловини».

В акті на глушіння свердловини повинно бути зазначено:

дата глушіння свердловини;
питома вага рідини глушіння;
обсяг рідини глушіння по циклам;
час початку і закінчення циклів глушіння;
початковий і кінцевий тиск прокачування рідини глушіння.
«Акт на глушіння свердловини» підписується (із зазначенням питомої ваги і об'єму рідини глушіння), особою яка проводила глушіння свердловини, майстром бригади ВРХ і машиністом агрегату.