Под глушением скважины понимается комплекс работ по замене жидкости находя­ейся в скважине на жидкость глушения, направленных на прекращение притока по­ступления пластового флюида к устью

Под глушением скважины понимается комплекс работ по замене жидкости находя­ейся в скважине на жидкость глушения, направленных на прекращение притока по­ступления пластового флюида к устью скважины.

Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых сохраняются условия фонтанирования и газонефтеводопроявлений при пластовых условиях ниже гидроста­тического.

Скважины, в продукции которых содержится сероводород, должны быть заглушены жидкостью, содержащей нейтрализатор сероводорода.

Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предварительного глу­шения допускается на месторождениях с горно-геологическими условиями, исклю­чающим возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины. При глушении скважины основной задачей является выбор жидкости глушения и ее физических и химических параметров (плотность; добавки хим. реагентов, ПАВ; вяз­кость и т.д.)

Скважина до начала глушения должна быть остановлена ЦДНГ (НП) не менее чем за сутки, нагнетательные скважины – не менее чем за 2 суток.

Жидкость глушения должна обеспечить надежное противодавление на продуктивный пласт, не допускающее появление НГВП (нефтегазоводопроявлений) и сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта с целью последующего быстрого освое­ния.

В качестве задавочной жидкости могут быть использованы пресная, сеноманская воды и растворы солей натрия, калия и кальция с химическими добавками, при аномально высоких пластовых давлениях – утяжелённый глинистый раствор.

При применении в качестве жидкости глушения подтоварной воды с содержанием газа (сероводорода и т.д.) необходима обязательная дегазация жидкости.

Выбор жидкости глушения.

Жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовым флюидом и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твёрдыми частицами.

Выбор жидкости глушения (с содержанием твёрдой фаза, на основе минеральных со­лей на углеводородной основе, пены) должен осуществляться в зависимости от горно-геологических и технических условий работы скважины, а также способов их приготовления.

Удельный вес (плотность) жидкости глушения для скважин, где производится полная
замена скважинной жидкости, рассчитывается по формуле:

у = (Р_пл + П)*10/Н, (1)

где:

Н - абсолютная отметка ВНК с учетом альтитуды, например, для Самотлорского м-я:

- пласт группы А = 1745 м,

- пласт группы Б8 = 2135 м,

- пласт группы Б10 = 2211 м;
П - коэффициент безопасности.

Коэффициент безопасности рассчитывается по формуле:

П = Р_пл* к/100%, (2)

где:

к -% показатель превышения гидростатического столба жидкости над пластовым давлением в зависимости от глубины скважины:

- 10-15% для скважин глубиной до 1200 м. (интервалов от 0 до 1200м.) но не более 15 кгс/см2(1,5МПа);

- 5-10% для скважин глубиной до 2500 м.(интервалов от 1200 до 2500 м) но не более 25 кгс/см2 (2,5 МПа);

- 4-7% для скважин глубиной более 2500м (интервалов от 2500 до проектной глуби­ны), но не более 35 кгс/см2 (35 Мпа).

Расчет удельного веса (плотности) жидкости глушения для скважин, оборудо­ванных пакером, ведется по формуле:

у = (Р_пл + п) / Н_п, (3)

где:

Н_п - глубина установки пакера по вертикали в метрах.

Расчет удельного веса (плотности) жидкости глушения при отсутствии замеще­ния и поглощения под насосом (где находится пластовая вода) ведется следую­щим образом:

- определяется давление столба жидкости, находящейся под насосом (принимается удельный вес (плотность) от 0,8 до 1 г/см³ в зависимости от % обводнения продук­ции в скважине):

Р_н = у_н (Н-н)/10, (4)

- определяется давление, которое нудно создать столбом жидкости глушения над насосом:

Р = Р_пл + П - Р_н, (5)

- из вышеизложенного, формула, определения удельного веса (плотности) жидкости глушения следующая:

у = Р * 10/н, (6)

В скважинах с низкой приёмистостью пластов глушение производится в два эта­па. В начале жидкость глушения замешают до глубина установки насоса, а затем че­рез расчётное время повторяют глушение. Расчётное время определяется по формуле:

t = h/o (7)

где:

t - время замещения скважинной жидкости,

h - расстояние от приёма насоса до забоя скважины, м,

о - скорость замещения жидкостей, м/с (ориентировочно можно принять 0,04 м/с).

Глушение скважин солевыми растворами.

В зависимости от вида спущенного оборудования, пластового давления в коллек­торных свойствах пласта, скважина может быть заглушена:

- одноцикличной заменой жидкости;

- двух или многоцикличной заменой жидкости.

Операцию по глушению скважин следует начинать после полного стравливания газа из скважины.

Прокачивание жидкости глушения должно производиться непрерывно с производительностью, предотвращающей снижение плотности жидкости глушения всплывающими газами и нефтью, а также пи давлении на аг­регате, исключающем поглощение жидкости.

Максимально допустимое давление при замене скважинной жидкости на жидкость глушения выдается в заказе геологической службы добываю­щего предприятия для каждой конкретно скважины, но не превышаю­щей давления опресовки эксплуатационной колонны.

Замена скважинной жидкости на жидкость глушения в один цикл произво­дится, если НКТ или хвостовик спущены до кровли пласта.

В фантанных, газлифтных, со спущенными ЭЦН скважинах замену скважинной жидкости на жидкость глушения производить по НКТ.

Циркуляцию жидкости глушения производить с противодавлением, предотвращающим работу, а также поглощение пласта, т.е. на выходе держать давление, равное или больше статического (Р_Юб) давления в затрубе на 10-15 атм. В конце глушения (после полной замены на жид­кость глушения), давление на выходе должно быть равно коллекторному (давление ГЗУ «Спутник»). После этого скважина отключается от ГЗУ и давление в трубном и затрубном пространстве стравливается до атмо­сферного на емкость. Скважина закрывается на уравновешивание на 4-6 часов.

Глушение нагнетательных скважин производить путем закачки жидко­сти глушения в затрубное пространство. После этого открывается бу­ферная задвижка на устье скважины и вытесняется путем скважиннойжидкости в НКТ.

Замена скважинной жидкости на жидкость глушения в два и более циклов производится в случае, когда прием насоса находится выше пласта.

В скважинах со спущенными ЭЦН замена скважинной жидкости на жидкость глушения в два цикла производится следующим образом:

- стравить полностью газ из трубного и затрубного пространства;

- замерить избыточное давление в трубном и затрубном пространстве;

- определить наличие циркуляции прокачкой жидкости глушения в НКТ при давле­нии не более 40 атм.;

- при отсутствии циркуляции сбить сбивной клапан;

- закачать жидкость глушения в НКТ путем создания циркуляции через затрубное пространство до выхода на устье жидкости глушения;

- закрыть скважину для замещения жидкости глушения на скважинную жидкость на время отстоя, вычисляемое по формуле (7);

- заменить всплывшую скважинную жидкость повторной циркуляцией жидкости глушения по НКТ до выхода в затрубном пространстве на устье жидкости глуше­ния.

В скважинах, оборудованных ШГН, замена скважинной жидкости на жидкость глушения в два цикла производится следующим образом:

- стравить полностью газ;

- замерить избыточное давление в затрубном пространстве;

- определить наличие циркуляции прокачкой жидкости глушения в затрубное про­странство;

- при отсутствии циркуляции, а так же при частичном или полном поглощении жид­кости глушения дальнейшие работы вести по согласованию с «Заказчиком»;

- при наличие циркуляции прокачать в затрубное пространство расчетное количество задавочной жидкости от устья до приема насоса;

- закрыть скважину для замещения жидкости глушения на скважинную жидкость на время отстоя, вычисляемое согласно формулы (3);

- заменить всплывшую скважинную жидкость повторной циркуляцией жидкости глушения в затрубное пространство до выхода в НКТ на устье жидкости глушения.

В случае, когда необходимо проводить 3 цикл глушения. Объем 3 цикла глушения рассчитывается по формуле:

V₃= V₂ - (V₂ – V₁)

Время между 1 и 2 циклами рассчитывается по формуле (7).

Глушение скважин со значительной поглощающей способностью по жидкости глушения (без давления на устье) должно в обязательном порядке сопровождаться предварительной закачкой кольматирующих составов (поли­мерные суспензии - КМЦ, ПАА), приготавливаются согласно инструкции по предприятию по приготовлению и применению химических веществ в данном предприятии.

Объем буферной (кольматирующей) жидкости берется из расчета заполне­
ния (перекрытия) перфорированной мощности пласта плюс 20-30 м в э/к.

Буферная кольматирующая жидкость продавливается жидкостью глу­шения до зоны перфорации с временным закрытием (отсечением) за­движки на выходе жидкости из скважины, при этом давление прокачки должно увеличиться. Затем задвижка на устье скважины открывается, а скважинная жидкость заменяется на жидкость глушения до ее выхода на поверхность.

Глушение скважины со спущенным газлифтным оборудованием (с пакером).

Партией ЦПРГС (ЦКР) производит открытие циркуляционного клапана.

Через НКТ производится закачка жидкости глушения, вымыв скважинной жидкости по затрубному пространству до полного его удаления. Сорвать пакер в пределах допустимых нагрузок, поднять трубу, расходить согласно инструкции и загерметизировать устье скважины. Циркуляцией по затрубному пространству вымыть скважинную жидкость, которая находится под пакером жидкостью глушения.

Заключительные работы.

По окончанию стравливания остаточного давления со скважины до атмосферного на емкость производится монтаж подъемника агрегата на скважину, демонтаж ар­матуры, оборудование устья противовыбросовым оборудованием. В процессе работы по производству СПО производить долив скважины жидкостью глушения, обеспечивая условия - гидростатическое давление столба жидкости превышает пластовое давление.

Требования, предъявляемые к жидкостям для глушения скважин:

1. Плотность жидкости для глушения определяют из расчета создания столбом жидкости давления, превышающего пластовое в соответствии с необходимыми требованиями.

2. Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения от проектных величин приведены в таблице 1.

3. Жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.

4. Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.

5. 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».

6. Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода.

7. Вязкостные структурно – механические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом.

8. Жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,10 – 0,12 мм/год.

9. Жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях.

10. Жидкость глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.

Таблица 1.

ДОПУСКАЕМЫЕ ОТКЛОНЕНИЯ

ПЛОТНОСТИ ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ

Глубина скважины, м	Допускаемые отклонения при плотности жидкости глушения, кг/куб. м
до 1300	1300 - 1800	более 1800
До 1200
До 2600
До 4000

11. Жидкость глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании.

12. Технологические свойства жидкости глушения должны регулироваться.

13. На месторождениях с наличием сероводорода жидкости глушения должны содержать нейтрализатор сероводорода.

14. Обоснованный выбор жидкости глушения (с содержанием твердой фазы, на основе минеральных солей, на углеводородной основе, пены) в зависимости от горно - геологических и технических условий работы скважины, а также способов их приготовления можно осуществить в соответствии с рекомендациями каталога жидкостей глушения, а также РД.

Дата добавления: 2015-08-28