Как можно определить что при глушении скважины дроссель забился

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

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:

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:

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

измеряется в кубометрах.

V нкт = (пх(d – d 1)/ 4) х Hсп

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

Особенности глушения скважины за единичный цикл

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

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:

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

Особенности метода глушения скважин с применением пены

Перелив пены из ствола может происходить по следующим причинам:

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

Показатель ргр уточняется по промысловой информации в ходе глушения.

Источник

Geolib.net

Справочник по геологии

Глушение скважин

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

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 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:

Определение объёма жидкости глушения

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

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:

Рис. 3. Схема быстроразъёмного соединения.

Испытание на герметичность

После сборки линий производится испытание линий на герметичность:

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:

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:

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:

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

Стравливание давления из скважины

Стравливание давления после окончания глушения происходит по следующей последовательности:

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

Тема 7. Ликвидация газонефтеводопроявлений при нахождении инструмента на забое скважины

МЕТОДИКА ДВУХСТАДИЙНОГО ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН

Рассмотрим теперь последовательность операций и общие правила их осуществления.

При выявлении наличия ГНВП необходимо как можно скорее закрыть скважину. Существует много способов раннего обнаружения проявлений. Но если возникает вопрос, проявляет скважина или нет, необходимо отключить насос и проверить наличие перелива из скважины. Если перелив есть, но имеется сомнение о его причине, следует закрыть скважину и проверить наличие давления в бурильной колонне.

Следует помнить, что чем больше пластового флюида поступило в скважину, тем труднее при больших давлениях ее будет глушить. Теоретически максимальное давление в колонне при глушении газопроявления повышается на квадратный корень объема проявления. Например, при проявлении в 16 м.куб давление в два раза выше максимального давления в колонне на поверхности при проявлении в 4 м. куб.

Поэтому при получении сигнала о наличии проявления немедленно:

· Остановите работу.

· Поднимите рабочую трубку так, чтобы замковое соединение не находилось в зоне плашек превентора.

· Остановите насос (цементировочный агрегат).

· Откройте задвижки на линии, ведущей к открытым дросселям или в желоб.

· Медленно закройте дроссель или задвижку на выкиде превентора, следя при этом, чтобы давление в обсадной колонне не превышало допустимое давление разрыва труб или гидроразрыва пород.

· Следующей операцией является регистрация давлений.

· Дайте возможность и время избыточным давлениям в бурильных трубах и затрубном пространстве стабилизироваться. Для этого требуется не более 5-10 минут. Затрачивать больше времени на замер избыточных давлений не допускается, так как в случае газопроявлений всплывающая газовая пачка будет вносить значительные погрешности.

· Запишите:

· Избыточное давление в бурильной колонне Риз.т.

· Избыточное давление в затрубном пространстве Риз.к.

Увеличение объема раствора в приемной емкости V_o. V_o является объемом проявления и в дальнейшем используется для расчета максимально ожидаемых давлений в затрубном пространстве при глушении скважин.

Если давление в бурильных трубах при закрытой скважине медленно, но непрерывно растет, это может вызываться или низкой проницаемостью проявляющих горизонтов, или поднимающимися по стволу газом.

При закрытой скважине индикаторами забойных условий являются манометры давления в бурильных трубах и затрубном пространстве. Избыточное давление в затрубном пространстве Риз.к обычно больше Риз.т, так как плотность пластовых флюидов обычно легче бурового раствора ; поэтому столб загрязненного раствора создает меньшее противодавление на пласт.

Выбор подачи насосов и давления глушения скважины.

После замера и регистрации Р_из.к, Риз.т необходимо немедленно приступить к циркуляции бурового раствора. При этом возникают два вопроса: с какой подачей и какое поддерживать давление в бурильных трубах, прямо связанное с величиной создаваемого противодавления.

Во время глушения скважины обычно используется пониженная подача насоса (насосов), равная половине подачи при углублении скважины.

“Половинная скорость” подачи обычно приемлема, поскольку создает пониженные нагрузки на насосы (повышается вероятность их безотказной работы), дизеля, снижает гидравлические потери. Она также позволяет иметь значительный запас по давлению в бурильных трубах, реализация которого может потребоваться в процессе глушения. Низкая подача насосов позволяет более точно регулировать плотность бурового раствора и дает так же время на принятие решения при использовании регулируемого дросселя.

Однако следует заметить, что правило использования половинной подачи насосов не является абсолютным. В принципе можно использовать любую подачу, но при этом нужно знать гидравлические сопротивления в скважине при циркуляции в период предшествующий проявлению.

Значение гидравлических сопротивлений Рг.c берется по данным углубления скважины, которую необходимо ежедневно регистрировать в специальной карточке.

Если при глушении скважины выбрана другая подача насоса (насосов), то давление

n- отношение выбранной подачи насосов Q2 к имевшей место при бурении

Стадия 1. Начальное давление в бурильных трубах при глушении скважины Рн устанавливается двумя путями.

Рн определяют расчетным путем. Оно равно давлению в бурильных трубах при закрытой скважине (Риз.т) плюс гидравлические сопротивления в системе Рг.с при выбранной подаче насосов плюс 5-:10 кгс\см.кв. для поддержания некоторого превышения забойного давления над пластовым.

Рн = Риз.т + Рr.с + 5 ÷ 10 кгс/см.кв.

Практически устанавливают начальное давление циркуляции Рн следующим образом. Одновременно с пуском насоса (с выбранной подачей) приоткрывают дроссель. Затем степень его открытия регулируют таким образом, чтобы давление в бурильных трубах стало равным расчётному.

Начальное давление циркуляции Рн устанавливается опытным путем. Этот метод обычно используется, когда точно неизвестны ни подача насоса, ни соответствующие ей гидравлические потери в системе.

После регистрации давлений Риз.т Риз.к начинают закачивать в трубы буровой раствор с подачей, при которой решено глушить скважину ( обычно 1/2 подачи при бурении).

Одновременно с пуском насоса по мере роста вызванного этим давления в затрубном пространстве открывают регулируемый дроссель, чтобы противодавление превышало имевшееся в нем давление Риз.к на 5-10 кгс/см.кв.

Регистрируют давление в бурильных трубах при установившейся постоянной подаче насоса (насосов). Это и есть начальное давление глушения скважины Рн.

З а п о м н и т е! При двухстадийном способе глушения скважины начальное давление в бурильных трубах Рн поддерживается п о с т о я н н ы м при п о с т о я н н о й подаче насоса ( насосов) в течение всей первой стадии- вымыва флюида. Противодавление в колонне Риз.к свободно меняют с помощью дросселя так, чтобы обеспечить это условие. Риз.к может быть любым, но не должно превышать максимально допустимого давления [Риз.к].

Теоретически одного цикла циркуляции достаточно для вымыва пластового флюида. Однако вполне возможно, что циркуляцию будет необходимо продолжить в течение 2-3 циклов. Контролем успешно законченных работ первой стадии глушения скважины является равенство избыточных давлений в трубах и затрубном пространстве при остановленной циркуляции и закрытой скважине.

С т а д и я 2. Подготовка к осуществлению II стадии глушения (кроме работ 1 стадии) заключается в повышении плотности бурового раствора до значения, необходимого для восстановления равновесия в скважине.

При циркуляции бурового раствора во время, предшествующее началу проявления, плотность раствора известна, поэтому, зная Риз.т, можно рассчитать пластовое давление проявляющего горизонта.

Теперь легко определить и необходимую плотность раствора для восстановления равновесия в скважине

В целях обеспечения некоторого превышения забойного давления над пластовым плотность раствора увеличивают на значение уp. Величина yp выбирается согласно “Единым техническим правилам ведения работ при бурении нефтяных и газовых скважин.”

Источник