Билет 12 2. Глушение скважины- расчёт циклов (объёма), технология глушения. Охрана труда при проведении данной технологической операции

1. Методы борьбы с коррозией глубиннонасосного оборудования.

Исполнение оборудования насоса из коррозионно-стойких матералов (латунь, нержавейка, алюминий, бронза, легированная сталь, сталь с содержанием никеля).

Основными мероприятиями этого метода являются:

· использование закрытых систем сбора при добыче и переработке нефти;

· создание стабильных термодинамических условий;

· создание режима дисперсно –кольцевого течения потока;

· предупреждение смешивания сероводородосодержащей продукции скважин с той, в которой он отсутствует.

К специальным методам защиты относят:

· применение ингибиторов коррозии;

· применение бактерицидов;

· применение неметаллических материалов, лаков и красок;

· оборудование установок и трубопроводов катодной и протекторной защитой.

2. Глушение скважины- расчёт циклов (объёма), технология глушения. Охрана труда при проведении данной технологической операции. Проверяют наличие циркуляции в скважине и принимают решение о категории ремонта. 2. Определяют величину текущего пластового давления. 3. Рассчитывают требуемую плотность жидкости глушения и определяют необходимое ее количество. 4. Готовят требуемый объесть жидкости соответствующей плотности с учетом аварийного запаса.объем которого определяют исходя из геолого-технических условий (но не менее одного объема скважины). 5. Останавливают скважину, производят ее разрядку, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании. 6. Расставлянот агрегаты и автоцистерны, производят обвязку оборудования и гицроиспытание нагнетательной линии давления, превышающего ожидаемое в 1,5 раза. Нагнетательнуюлиншо оборудуют обратным клапаном. Проведение процесса глугиения. 1. Заменяют скважинную жидкость на жидкость глушегия. Глушение скважины допускается при полной или частичной замене Скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена Скважинной жидкости не допустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляют при ее прокачивании на поглощение. 2. Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят закачиванием жидкости глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхностьи выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков для обеспечения необходимого противодавления на пласт.

По истечении 1 - 2 ч при отсутствии переливов и выхода газа скважина считается заглушенной.

3. Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, при необходимости производят в два и более приемов после остановки скважинного насоса и сбивания циркуляционного клапана. Жидкость глушения закачивают через НКТ и межтрубное пространство до появления ее на поверхности. Закрывают задвижку и закачивают в пласт расчетный объем жидкости, равный объему эксплуатационной колонны от уровня подвески насоса до забоя.

4. В скважинах с низкой приемистостью пластов глушения производят в два этапа. Вначале жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение. Расчетное время Т

определяют по формуле Т Н/ч, где Н - расстояние от приема насоса до забоя скважины, м, ч - скорость замещения

жидкостей, м/с (ориентировочно можно принять 0,04 м/с).

5. При глушении скважин, которые можно глушить в один цикл и в которых возможнынефтегазопроявления, буферную жидкость необходимо закачать в межтрубном пространство вслед за порцией жидкости глушения, равной объему лифтового оборудования, Дальнейшие операции по глушению производят согласно приинятой на предприятии технологии. 6. В случае глушения скважин с высоким газовым фактором и большим интервалом перфорации при поглощениижидкостигщ/щения в вькокопроницаемых интервалах предусматривают закачку в зону фильтра буферной пачкизагущенной жидкости глушения или ВУС, при интенсивном поглощении используют нефтеводокислоторастворимыенаполнители-кольманантьп с последующим восстановлением проницаемости ПЗП. 7. При обнаружении нефтегазопроявлений необходимо закрыть противовыбросовое оборудование, а бригададолжна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий.

Существуют два пути повышения качества жидкости глушения на водной основе: использование солей обратных ПАВ, или добавка ПАВ в солевые растворы. Это связано с тем, что при глушении скважин солевым раствором (при проникновении его в продуктивный пласт) происходит снижение фазовой проницаемости для нефти, в результате увеличиваются сроки освоения и вывода скважин на рабочий режим, снижаются дебиты и послеремонтный период эксштуатации, что обуславливает значительный недобор нефти.

Технология глушения скважин жидкостями на углеводородной основе (обратными эмульсиями) позволяет избежать многих недостатков жидкостей глушения на водной основе. Низкаяфильтруемость обратных эмульсий в пласт, надежная стабилизации: водной дисперсной фазы ПАВ, эмульгаторами и стабилизаторами, исключает негативное влияние на продуктивный пласт. Наоборот, фильтрация дисперсной среды (нефти, легких нефтепродуктов в смеси с ПАВ) в призабойную зону пласта положительно действует на нефтяной пласт.

· Объем жидкости для глушения скважины и количество циклов глушения определяется расчетным путем в зависимости от глубины скважины до середины интервала перфорации, диаметров эксплуатационной колонны и НКТ, объема спущенных в скважину штанг.

· Общий объем жидкости для глушения скважины рассчитывается по формуле:

(формула 4)

где: V_эк=(pD²/4)xH;

Н - глубина скважины до цементного моста,

D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны.

V_экО - объем эксплуатационной колонны, с учетом спущенного подземного оборудования.

Примечание: Для практических расчетов, в связи с многообразием диаметров эксплуатационных колонн, а иногда и отсутствием данных по толщине стенки эксплуатационной колонны предлагается:

- внутренний диаметр э/к d-127 мм считать равным 113 мм (толщина стенки 7мм);

- внутренний диаметр э/к d-146 мм считать равным 130 мм (толщина стенки 8 мм);

- внутренний диаметр э/к d-168.3 м считать равным 152.3 мм (толщина стенки 8 мм).

Формула определяющая объем жидкости вытесняемой металлом НКТ (без учета муфт):

где: d_нкт-d_нктВ - соответственно внешний и внутренний диаметр НКТ,

Н_сн - глубина спуска насоса, м.

Формула, определяющая объем жидкости, вытесняемой металлом штанг:

Средневзвешенный диаметр штанг определяется:

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

где: dшт₁, h₁... диаметры и длины ступеней колонны штанг.

· Объем 1 цикла глушения должен соответствовать объему между внутренним диаметром э/к и внешним НКТ до глубины спуска насоса. Объем 1 цикла определяется по формуле:

· Количество циклов определяется:

Кц=VэкО/V1ц

Так как количество циклов глушения определяемое по вышеприведенной формуле всегда будет дробным, а объем последнего цикла глушения, при округлении в меньшую сторону, всегда был большим, что не обеспечивало качественного глушения на последней стадии и перерасход жидкости глушения вводится следующая методика расчетов объемов последующих циклов.

При 2.5 Кц = 2 объема второго цикла вычисляется по формуле:

V2ц=VэкО-V1ц+3, м³

При 3.5 Кц = 2.5 объем третьего цикла вычисляется по формуле:

V3ц=V1ц+3, м³

объем второго цикла

V2ц=VэкО=V1ц-V3ц,м³;

При Кц 3.5 объем четвертого и второго циклов глушения вычисляется по формуле:

V4ц=V1ц+3; V2ц=V1ц,

объем третьего цикла вычисляется по формуле:

V3ц=VэкО-V1ц-V2ц-V4ц, м³.

Проведение нроиесса глушения.

Заменяют скважинную жидкость на жидкость глушения. Глушение скважины допускается при полной или
частичной замене Скважинной жидкости свосстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена
Скважинной жидкости не допустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляют при ее прокаливании на
поглощение.

Глушение фонтанных (газлифтных)инагнетательныхскважин производят закачиваниемжидкости глушения
методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционнойжидкости на поверхность
ивыравнивания плотностей входящего ивыходящего потоков для обеспечения необходимого противодавленияна пласт.
По истечении 1—2чпри отсутствии переливов ивыхода газа скважина считается заглушенной.

Глушение скважин, оборудованных ЭЦНиШГН,при необходимости производят вдва иболее приемовпосле
остановки Скважинногонасоса исбивания циркуляционногоклапана. Жидкость глушения закачиваютчерез НКТи
межтрубноепространство до появления ее на поверхности. Закрывают задвижку изакачиваютвпласт расчетный объем
жидкости, равный объему эксплуатационной колонны от уровня подвески насоса до забоя,

В скважинах снизкой приемистостьюпластов глушения производят вдва этапа. Вначале жидкость глушения
замещают до глубины установки насоса, азатем через расчетное время повторяют глушение. Расчетное время Т
определяют по формуле ТН/ч, где Н—расстояние от приема насоса до забоя скважину, м, ч—скорость замещения
жидкостей, м/с (ориентировочно можно принять 0,04 м/с).

При глушении скважин, которые можно глушить водин цикл ивкоторых возможны нефтегазопроявления,
буферную жидкость необходимо закачать вмежтрубномпространство вслед за порцией жидкости глушения, равной
объему лифтового оборудования, Дальнейшие операции по глушению производят согласно приинятойна предприятии
технологии.

В случае глушения скважин свысоким газовым фактором ибольшим интервалом перфорации при поглощении
жидкости глушения ввькокопроницаемыхинтервалах предусматривают закачку взону фильтра буферной пачки
загушеннойжидкости глушения или ВУС,При интенсивном поглощении используют нефтеводокислоторастворимые
наполнители-кольманантыспоследующим восстановлением проницаемости ПЗП.

При обнаружении нефтегазопроявленийнеобходимо закрыть противовыбросовоеоборудование, абригада должна
действовать всоответствии спланом ликвидации аварий.

Приборы, применяемые для контроля уровня жидкости в затрубном пространстве скважин. Методы измерения: контроль восстановления уровня, контроль падения уровня, контроль восстановления давления. Назначение и принципиальное устройство приборов для измерения уровня жидкости.

Программно-аппаратный комплекс «МИКОН» предназначен для контроля уровня добывающих скважин. Комплекс обеспечивает контроль статического и динамического уровней, регистрацию кривых падения и восстановления уровней и давлений, автоматическую регистрацию давления газа в затрубе на устье скважины.

Состоит:

2.1.Блок регистрации (БР) – включает в себя: микропроцессор предназначенный для управления состоянием, режимами работы функциональных узлов и обработки информации, клавиатуры, предназначенной для ввода данных, жидкокристаллический графический индикатор для визуализации данных и результатов замеров, выключатели, разъемы для подключения УПАС, динамографа, ПК.

2.2.Устройство приема акустических сигналов (УПАС) – состоит из корпуса, внутри которого установлен микрофон, на корпусе установлен датчик давления, разъем для подключения БР. К УПАС устанавливается на штуцер клапан, предназначенный для создания акустического воздействия в скважинах с избыточным давлением путем кратковременного его открытия.

2.3.Устройство генерации акустических сигналов (УГАС) – предназначено для создания акустического воздействия в скважинах без давления.

2.4.Накладной датчик динамографа (ДН). – предназначен для измерения относительной нагрузки на штоке, для измерения перемещения штока.

2.5.Соединительные кабели.

Определение уровня осуществляется акустическим методом, путем измерения времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до границы раздела фаз «газ-жидкость». По величине измеренного времени и введенному значению скорости распространения акустического сигнала производится вычисление уровня.

Кроме этого измерение уровня может производиться другими приборами: Сидос Мини, Судос Автомат, Сидос.

Требования к светильникам используемых для освещения внутри аппаратов и резервуаров.

Для освещения внутри аппаратов и резервуаров должны применяться переносные светильники во взрывозащищенном исполнении с лампами напряжением не выше 12 В. Включение и выключение светильников необходимо производить снаружи.