Добыча нефти и газа
Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!
Глушение скважин
Глушение скважин – это технологический процесс, в результате которого создаётся 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 начнёт 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.
Если при глушение скважины, вышедшей в ремонт, применять жидкость, обладающую одновременно свойствами задавочной жидкости (регулируемые плотность, вязкость, статическое напряжение сдвига) и растворяющей способностью к парафинистым и асфальтосмолистым отложениям, то операцию обработки призабойной зоны можно совместить с подземным ремонтом. Такой технологической жидкостью является обратная эмульсия, содержащая в депрессионной среде необходимое количество углеводородного растворителя, способного отфильтровываться без разрушения эмульсии. Эффективность обработки призабойной зоны продуктивного пласта обратной эмульсией, обладающей растворяющими свойствами, превышает эффективность обработки пласта чистым углеродным растворителем.
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.
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; Рпл — пластовое давление, Па; hиз — отметка положения искусственного забоя по вертикали скважины, м; lиз — 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:
hтр — отметка глубины спуска НКТ или насоса, м; ρн — 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 hтз — глубина текущего забоя; dвн — 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 Vводоизм — 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.
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.
Легко ли добыть нефть. Как заглушить скважину. Часть 3.
Перед глушением скважины следует произведи расчёт нужного объема жидкости глушения. Он равен полному объему скважины – объем скважинного оборудования + коэффицент запаса, равный десяти процентам. Под объемом скважинного оборудования понимается объем, который вытесняется металлом НКТ и штанг (при наличии ШСНУ). Объем ЭЦН, кабеля обычно не учитывается.
При расположении насоса выше 100-150 метров глушение проводят в два цикла. Это проводится для того, чтобы жидкость, которую закачивают в скважину, смогла осесть на забой. Иначе там останется нефтегазовая пачка, которую рано или поздно выбросит наружу во время ремонта.
Объем первого цикла по большинству регламентов равен объему затрубного пространства от приема насоса до устья. Исключение только регламент Славнефти. Я не знаю, какой там проектный институт разрабатывал его, но там прописан реальный бред. Объем первого цикла, согласно ему, составляет только объем скважины, которая находится под насосом. Даже без учета объёма трубы. При этом неважно, куда закачивать – в НКТ или затруб. И в результате могли глушения проходить так: закачать первый цикл 7 м3, техотстой 23 часа, потом закачать 40 м3. Много было скандалов по поводу объемов и времени техотстоя, я знаю, что негласно начали глушить по-другому, как ГПН, не знаю только, внесли ли они изменения в техрегламент.
После того, как закачан объем первого цикла скважина ставится на техотстой. Его время зависит от расстояния от приема насоса до забоя. Не смотря на то, что разные жидкости опускаются с различной скоростью, берется усредненное время согласно РД 153-39-023-97 «Правила ведения ремонтных работ в скважинах», которое составляет 0,04 м/сек, 144 метра в час. То есть, ели от насоса до забоя 300 метров, то время техостоя составляет чуть больше двух часов, после чего закачивают весь оставшийся объем.
Многоциклично глушат скважины после консервации или после бурения. Обычно во время консервации и после бурения в скважине оставляют порядка пятиста метров НКТ с воронкой. Объем цикла берется полный объем затруба и НКТ на расстоянии спущенной трубы. Например, если колонна 168 мм, а труба 73 мм, этот объем примерно будет 5 м3. Закачивают первый цикл, и скважина ставится на техотстой, время которого равно времени осаждения жидкости на глубину, равную длинне спущенной трубы. Т. е. если спущено пятьсот метров, то время техотстоя составит почти 3,5 часа, обычно его округляют (500/144=3,47). Затем повторяют второй цикл такого же объема и такой же продолжительности техотстоя. И это будет повторяться столько времени, пока жидкость первого цикла не достигнет забоя. Т. е., если глубина скважины 3000 метров, спущено около 500 метров, то будет шесть циклов с 3,5 часами техотстоя.
Теперь разберемся, куда глушить. По умолчанию глушение всегда производится в НКТ. Во-первых, это ускоряет глушение, во-вторых, создается меньшее давление, к которому наиболее критичен кабельный ввод, в-третьих, отсутствие противодвижения жидкостей: закачиваемой ЖГ и всплывающей скважинной жидкостью. Глушение в НКТ называется прямым.
Но в некоторых случаях делают обратное глушение – в затруб. Оно проводится в том случае, когда не удалось открыть сбивной клапан, когда трубы забиты АСПО, либо при некоторых видах ремонта, например, замена кабельного ввода с контрольным замером изоляции (КЗИ).
Теперь вкратце опишу порядок глушения. Перед глушением необходимо разрядить скважину. Обычно это делают в дренажную емкость АГЗУ (автоматическая групповая замерная установка), но если оператора не дождаться – стравливают и сами. Затем собирают линию, в которой ставят фильтр, обратный клапан и кран высокого давления (КВД). В реальности ставят только КВД. Затем опрессовывают линию на полуторократное ожидаемое давление. И начинают качать.
Разрядка скважины. Вариант узбекских распиздяев
Если на конце трубы находится воронка – нет никаких проблем. Другое дело, когда находится ЭЦН и пакер. Кака я уже писал, в комплектацию ЭЦН всегда входит обратный клапан, который закрывается при движении жидкости сверху вниз, от устья к забою, что и происходит при прямом глушении. Поэтому в комплект ЭЦН также входит сбивной клапан, который еще называется сливной муфтой. Он состоит из корпуса в виде муфты и специального латунного штуцера, который вворачивается в корпус муфты. Перед глушением в скважину сбрасывают специальный сбивной ломик, которые движется по трубам, набирает скорость и ломает штуцер по выточкам, в результате чего происходит соединение трубы и затруба.
Сбивной клапан с ввернутым штуцером
Если клапан не удалось сбить, то в трубы сбрасывают (спускают на проволоке лебедкой) перфоратор НКТ. Он срабатывает от давления в трубах, которое устанавливается соответствующее гидростатическому на заданной глубине. Наконечник закреплен шпилькой, при росте давления шпилька срезается, под давлением наконечник из твердосплавного материала конуса-пробойника с скоростью выдвигается и из пробивает трубу.
Перфоратор на пригрузе. На втором фото виден наконечник пробойника
Другой вариант – использование мандрелей и циркуляционных клапанов. Под мандрелью понимается скважинная камера, которая входит в состав НКТ. В мандрели находится боковой карман, где размещают различное внутрискважинное оборудование. Оно спускается туда на специальном инструменте – экстракторе. Изначально мандрель разрабатывалась для спуска газлифтных клапанов, но оказалось настолько удобным, что начали применять и для размещения других инструментов, например, циркуляционных клапанов.
Они работают по-разному, например, от скидывания в них металлического шарика, избыточного давления в НКТ, открытия с помощью экстрактора и пр. Особенно часто мандрели применяются в компоновках с пакером. Например, в скважинах ППД, или компоновке ЭЦН+пакер. Глушение скважин с пакером имеет свои особенности. Дело в том, что пакер разделяет трубное и затрубное пространство. Затруб имеет нулевое давление, а под пакорм давление избыточное. Поэтому после срыва пакера жидкость и газ могут сразу устремляться в затруб и просиходит выброс. Да и сорвать пакер невозможно, так как из трубок идет газожидкостная смесь. Поэтому сначала глушат трубки, для чего прокачивают объем НКТ и подпакерного пространства скважины. Для этого жидкость продавливают на пласт, оно, порой, бывает куда больше сотни атмосфер. После чего срывают пакер и глушат в затруб. Но если есть мандрель над пакером, после глушения в НКТ открывают циркуляционный клапан, прокачивают объем затруба и можно безопасно срывать пакер
