Технологии глушения скважин

Под технологическим процессом глушения следует подразумевать комплекс мероприятий по выбору жидкостей глушения, обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение ремонтных работ, их приготовлению и закачке в скважину.

Глушение скважин жидкостью выполняют для создания противодавления на пласт с целью предотвращения открытого фонтанирования, выбросов нефти, газа при снятии устьевого оборудования и подъеме труб из скважины. При проведении процесса глушения производится замена скважинной жидкости на жидкость глушения. Глушение скважин допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции.

Работа по глушению скважины производится под руководством мастера бригады, либо ответственного за выполнение работ специалиста УПНП и РС согласно плану работ, утвержденному главным инженером и заместителем начальника по геологии УПНП и РС.

Для выполнения процесса глушения используется следующее оборудование:

- цементировочный (промывочный) агрегат с манифольдными трубопроводами;

- передвижные, герметичные емкости (автоцистерны);

- емкости для хранения жидкости глушения и долива ее в процессе ремонта скважины;

- передвижная паровая установка ППУ А-1600/100.

Требования к жидкостям глушения

Состав жидкости глушения (ЖГ) должен исключать засорение насосного оборудования при запуске скважины после ремонта в эксплуатацию.

ЖГ, применяемые для глушения скважин нефтяных месторождений, эксплуатируемых РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», должны удовлетворять следующим требованиям:

· обеспечивать необходимую репрессию на пласт;

· не снижать проницаемость призабойной зоны

- быть химически инертной к горным породам, составляющим коллектор, совместимой с пластовыми флюидами и исключающей необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами;

- фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание;

- не 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’’;

- не образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода;

· вязкостные структурно-механические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом;

· оказывать минимальное коррозионное и абразивное действие на ремонтное и эксплуатационное оборудование (скорость коррозии стали не должна превышать 0,10-0,12 мм/год);

· быть не токсичной и не взрывоопасной (класс опасности – не выше 3);

· быть термостабильной при высоких температурах и морозоустойчивой в зимних условиях, не дорогой и не дефицитной.

· быть технологичной в приготовлении и использовании, технологические свойства (плотность, наличие твердых частиц) ее должны регулироваться.

Раствор хлористого натрия в качестве ЖГ применять не желательно, т.к. он коррозионно активен.

Для снижения отрицательного воздействия ЖГ на пласт необходимо не допускать загрязнения растворов при транспортировке и закачке в скважину.

Плотность ЖГ должна определяться из расчета создания столбом жидкости давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину:

- 10-15% для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1,5 МПа;

- 5-10% для скважин глубиной до 2500 м, но не более 2,5 МПа;

- 4-7% для скважин глубиной более 2500 м, но не более 3,5 МПа.

Расчет плотности ЖГ следует производить по нижеуказанной формуле:

/1/

Р _пл – пластовое давление на уровне верхнего отверстия интервала перфорации, МПа;

П – коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта, выбирается в соответствии с таблицей Б.1 приложения Б;

h – глубина по вертикали от устья скважины до кровли интервала перфорации или открытого ствола, м;

α – средний угол наклона (от вертикали) по стволу скважины, град.

g – ускорение свободного падения, = 9,81 м/с².

Материалы (химреагенты)

В качестве жидкостей глушения следует применять:

– дегазированную нефть;

– пресную, техническую и пластовую воду;

– водные растворы СаСl₂;

– тяжелые жидкости глушения плотностью более 1400 кг/м³ (КТЖ-1600, КТЖ 1600+Х, бромиды кальция, или аналоги).

– глинистые растворы с низкой водоотдачей;

специальные жидкости глушения:

– пластовую воду с добавками ПАВ с плотностью от 1000 до 1200 кг/м³;

– водонефтяные эмульсии (ВНЭ), стабилизированные ПАВ с плотностью от 900 до 1200 кг/м³.

– полисахаридные жидкости глушения (ПСЖГ) с плотностью от 1000 до 1150 г/см³.

В пластах с проницаемостью более 0,3 мкм², а также при глушении скважин с газовым фактором более 200 м³/м³ для предотвращения поглощения следует применять:

- водные растворы КМЦ;

- гидрофобно-эмульсионные растворы;

- полисахаридные жидкости глушения (ПСЖГ).

Выбор технологии глушения

Все скважины в зависимости от величины пластового давления делятся на категории:

- I категория – скважины с пластовым давлением больше давления

статического столба скважинного флюида или равным ему;

- II категория - скважины с пластовым давлением меньше давления статического столба скважинного флюида.

Глушение скважин производится следующими способами:

- на поглощение - закачка жидкости глушения в затрубное или трубное пространство, обеспечивающая поглощение скважинной жидкости и некоторого объема жидкости глушения;

- на циркуляцию - вытеснение скважинной жидкости жидкостью глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и полного выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков для обеспечения необходимого противодавления на пласт;

- на замещение - закачка жидкости глушения в несколько циклов в затрубное пространство в объеме эксплуатационной колонны от устья до глубины спуска скважинного насоса с последующей выдержкой скважины в покое для замещения скважинной жидкости ниже насоса на жидкость глушения.

Процесс глушения следует выполнять, руководствуясь следующими положениями:

- Скважины с аномально низкими пластовыми давлениями (при статическом уровне ниже 500 м) и газовым фактором до 200 м³/м³ глушить не рекомендуется.

- Скважины с аномально низким пластовым давлением и газовым фактором более 200 м³/м³ следует глушить дегазированной нефтью.

- Глушение скважин с градиентом давления < 0,86 предполагается дегазированной нефтью, с градиентом давления 0,86-0,97 и 0,97-1,06 – жидкостями глушения на водной основе, эмульсиями.

При наличии в процессе глушения интенсивного поглощения ЖГ в нее следует вводить нефтеводокислоторастворимые наполнители (измельченный битум, хлорид кальция или натрия, кальцит, доломит и т.п.).

В скважинах, эксплуатирующихся УЭЦН с продуктивностью менее 250 м³/сут при депрессии 5 МПа, при глушении скважин I категории, также скважин, эксплуатирующихся ШГН, работы по глушению выполняются циклами на замещение.

Нагнетательные скважины с высокой приемистостью и фонтанные скважины с К_пр>10м³/сут·МПа следует глушить на поглощение.

Нагнетательные и фонтанные скважины с К_пр<10 м³/сут·МПа должны глушиться на циркуляцию.

Подготовительно-заключительные работы

1. Подготовительные работы:

1.1 Проверить герметичность устьевого оборудования и фланцевых соединений;

1.2 Определить величину текущего пластового давления;

1.3 Зафиксировать все основные параметры работы скважины (в соответствии с приложением Д):

- дебит жидкости;

- дебит нефти;

- ГФ;

- обводненность;

- устьевые давления;

- динамический уровень.

1.4 Определить необходимое количество жидкости глушения:

V= V_{НКТвнут} + (V_{э/к внут до НКТ} – V_{НКТнаруж}) + V_{э/к внутр ниже НКТ},м³ /2/

где: V_{НКТвнут} – внутренний объем НКТ, рассчитывается по формуле:

V_{НКТвнут} = p·r²_{в нкт}·H_нкт, м³,

где: p (Пи) = 3,14;

r_{в нкт} – внутренний радиус НКТ, м;

H_нкт – глубина спуска НКТ, м;

(V_{э/к внут до НКТ} – V_{НКТнаруж}) – объем жидкости в затрубном пространстве;

V_{э/к внут до НКТ} – внутренний объем эксплуатационной колонны до глубины спуска НКТ:

V_{э/к внут до НКТ} = p·r²_э/к·H_нкт, м³

где: r_э/к – внутренний радиус эксплуатационной колонны, м;

V_{НКТ наруж} - наружный объем НКТ, рассчитывается по формуле:

V_{НКТнаруж} = p·r²_{н нкт}·H_нкт, м³,

где: r_{н нкт} – наружный радиус НКТ, м;

V_{э/к внутр ниже НКТ} – объем жидкости ниже спуска НКТ, рассчитывается по формуле:

V_{э/к внут ниже НКТ} = p·r²_э/к·(H_т.з.-H_нкт), м³

где: H_т.з. – текущий забой, м.

1.5 Произвести расчет плотности жидкости глушения (согласно п. 7.5).

1.6 Приготовить требуемый объем жидкости соответствующейплотности с учетом аварийного запаса, объем которого определяют из геолого-технических условий.

1.6.1 Для скважин I категории объем аварийного запаса жидкости долива принимается равным 15% объема скважины.

1.6.2 Для скважин II категории объем аварийного запаса выбирается в зависимости от проводимых на скважине работ в процессе ремонта. Если работы связаны с воздействием на призабойную зону пласта с применением кислоты, то аварийный запас берется равным 5 % объема скважины.

1.7 Создаваемое давление при глушении скважины не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны, а в случаях негерметичности колонной головки и наличии связи колонного и межколонного пространства не должно превышать давления опрессовки технической колонны. При глушении всех скважин в межколонном пространстве должно контролироваться давление.

1.8 Перед началом глушения всю систему обвязки нагнетательных трубопроводов следует опрессовать на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

1.9 Нагнетательную линию следует оборудовать обратным клапаном.

1.10 Трубное и затрубное пространства необходимо оборудовать манометрами, произвести замеры буферного давления. Замеры буферного давления в скважине производятся в течение 2-3 ч с момента герметизации скважины.

1.11 Произвести разрядку скважины. Разрядка может производиться в разряженную до атмосферного давления нефтелинию или до давления в ней. Допускается разрядка скважины на технологическую емкость с применением жесткой линии.

2. Заключительные работы:

2.1 Демонтаж оборудования.

2.2 Сборка устьевого оборудования.

2.3 Пуск скважины в работу.

Технологический процесс глушения