Нефтяная промышленность
Поиск по этому блогу
вторник, 27 марта 2018 г.
Цель, технология и варианты глушения скважин. Категории опасности скважин при проведении ремонтных работ
Глушение заключается в замене скв-нной продукции, состоящей из нефти, газа и воды, на ж-ть, плотность кот-й обеспечивает необходимое противодавл-е (репрессию) на пласт.
Цель– прекращение поступления флюидов из эксплуатируемого объекта к забою скв.
Согласно Правилам безопас-ти в нефт-й и газ-й промышл-ти глуш-ю подлежат:1) все скв с Рпл выше гидростатического и 2) скв-ны с пластовым давлением ниже г/ст,но в кот-х сохраняются усл-я фонтанирования и нефтегазопроявления
Ремонт скв-н без предварительного глушения допускается на скв-х, оборуд-ных глубинными отсекающими клапанами и на мест-х с горно-геологич-ми усл-ми, исключающими самопроизвольное поступление пластового флюида к ее устью.
Скв-ны, в продукции кот-х сод-ся H2S, в кол-вах превышающих установленные пределы, д.б. заглушены ж-тью, нейтрализующей H2S.
Плотность ж-ти глушения (ЖГ) опред-ся из расчета создания Рзаб > Рпл. Рзаб = ρ g Н = k Рпл , МПа
где ρ — плотность ЖГ, кг/м3 Н — глубина залегания пласта, м, k — коэф-т превышения Рзаб
Готовят необходимый объем ж-и гл-я, не влияющий на коллектр св-ва.останавливают скв, проверяют на исправность запор-ю арматуру на устье оборуд-е. расставляют агрегаты,производят обвязку.
Глушение фонтанных(газлифтных) и нагнет-х скв производят закачиванием жидкости глушения ч/з НКТ или межтруб пространство до выхода жид-ти глушения на поверхность и выравнивания плотностей входящего м выходящего потоков для обеспеч.необх-го противодавления на пласт.
Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, производят после остановки скважинного насоса и открытия циркуляционного клапана заменой скважинной жид-и на ж-ть глушения до глубины подвески насоса жидкость глушения закачивают в скважину через НКТ до выхода ее через межтрубье. При отсутствии циркул-го клапана жид-ть глушения закач-т в межтр-е пространство, создавая циркуляцию ч/з насос, не превышая при этом давления, допустимого на экспл-ю колонну.
По окончанию задвижки закрывают, ч/з расчетное время осаждения жидкости ж-и глуш-я (Т=H/V, где H-расстояниеие от приема насоса до забоя, V-скорость замещения жид-й, м/с), измеряют Ру. При его наличии,снова закачивают ж-ть глуш-я. при отсутс-и избыт давления и выхода газа скв счит-ся заглушенной.
Во всех случаях и видах ремонта устье скв д.б. оснащено противовыбросовым оборуд-ем. Скв-на обеспеч-ся ЖГ соответ-щей плотности в кол-ве не Автор: Renal на 11:34
Источник
Технология глушения скважины.
— Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения заканчивается через НКТ, при обратном — в затрубное пространство.
— Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен бытьнепрерывным.
— Расход жидкости глушения должен выбираться большим, чем производительность скважины, путем регулирования скорости закачки или штуцированием задвижки — для создания противодавления на пласт.
— Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции.
— При глушении скважины в два и более циклов время отстоя скважины, необходимое для замещения раствора, определяется по формуле.
to 1.2… n-1 = Hз1.2 …n-1-Hж1.2…n-1 (формула 8)
где: Vотн – относительная скорость жидкости глушения и скважинной жидкости в условиях отстоя (равная 70 м/час для нефти плотностью 0.81 г/см3 и воды плотностью 1.0 г/см3);
Нж1.2…n-1 – высота столба закаченной жидкости (приведенная к внутреннему объему эксплуатационной колонны) при первом и последующих циклах глушения, м;
Нз1.2…n-1 – высота замещения скважинной жидкости – жидкостью глушения (взятая от низа спущенного в скважину оборудования Нсп до границы раздела скважинной жидкости и жидкости глушения. При первом цикле глушения – до башмака скважины), м;
tо – продолжительность отстоя, час.
Относительная скорость замещения скважинной жидкости – жидкостью глушения, при разном соотношении их плотностей, может быть определена по графику приведенному в «Приложении 3».
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 (п.3.2.
— При глушении скважин с высоким газовым фактором (более 200 м3/м3, и с пластами имеющими поглощающие интервалы должна предусматриваться закачка в зону фильтра буферной пачки загущенной жидкости или ВУС. При интенсивном поглощении используются нефтеводо – кислоторастворимые наполнители – кольматанты с последующим восстановлением проницаемости ПЗП.
— Глушение фонтанных и нагнетательных скважин.
— В фонтанных скважинах НКТ спускается до интервала перфорации или на 10-30 м выше его. Поэтому, для замещения скважинной жидкости на жидкость глушения в этих скважинах, достаточно одного цикла глушения выполненного путем закачки жидкости глушения в НКТ (прямой способ).
— Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят, при условии выхода циркуляции жидкости глушения, с противодавлением ( в пределах допустимого для данной эксплуатационной колоны) – достаточным для прекращения работы пласта. Величина противодавления регулируется задвижкой на затрубном пространстве, при этом, давление в линии отвода скважинной жидкости (выкидная линия) не должно превышать 30 кг/см2.
— К концу глушения скважины давление прокачки необходимо постепенно снижать путем открытия задвижки на затрубном пространстве или уменьшения производительности насоса.
— Глушение скважин, оборудованных насосами.
— Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, производят в два и более приемов (циклов) после остановки скважинного насоса и сбития циркуляционного клапана (ЭЦН) или откидывания головки балансира у станка-качалки.
— Скважину после первого и последующих циклов глушения оставляют на отстой, на время, рассчитанное по формуле 8.
— Количество выполненных циклов, время отстоя, и объем прокаченной жидкости глушения должны соответствовать расчетным значениям, указанным в плане-задании на глушение скважины.
— Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением.
— Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением производится сеноманской или подтоварной водой без создания противодавления на пласт.
— Для предотвращения ухудшения притока жидкости из пласта к закачиваемой в скважину воде добавляются химреагенты (КМЦ, ПЭО, ПАВ). Добавку указанных и других химреагентов производить по специальным методикам.
— Приготовление жидкости глушения с добавкой химреагентов необходимо производить путем интенсивного их перемешивания.
— Закачку жидкости глушения в скважину с добавкой химреагентов осуществлять при первом цикле глушения.
— Меры безопасности при глушении скважин.
-Глушение скважины может быть начато только после оформления двухстороннего акта о приеме скважины в ремонт (мастер бригады КРС(ТРС) и представитель ПДНГ, ЦППД).
— Глушение скважины производится по заданию мастера КРС (ТРС).
— Глушение скважин производится, как правило, в светлое время суток. В особых случаях глушение может быть произведено в ночное время при обеспечении освещенности скважины не менее 26 люк.
— Площадка размером 40х40 м, на которой устанавливаются агрегаты, должна быть освобождена от посторонних предметов, зимой от снега.
— Перед глушением необходимо проверить: исправность всех задвижек и фланцевых соединений на устьевом оборудовании; наличие протока жидкости по выкидной линии от скважины до замерной установки и при его отсутствии работы на скважине прекратить до выяснения и устранения причин.
— Промывочный агрегат и автоцистерны следует располагать с наветренной стороны на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. При этом кабина агрегата и автоцистерн должны быть обращены в сторону противоположную от устья скважины, выхлопные трубы агрегата и автоцистерн должны быть оборудованы искрогасителями, расстояние между ними должно быть не менее 1.5 м.
Промывочный агрегат, кроме того, должен быть оборудован предохранительным и обратным клапанами.
— В процессе глушения скважина ЗАПРЕЩАЕТСЯ крепление каких-либо узлов агрегата или обвязки устья скважины и трубопроводов. Должен быть обеспечен постоянный контроль: за показаниями манометров, за линией обвязки, за местонахождением людей. Манометры должны быть установлены на прокачивающем агрегате и выкидной линии скважины.
— При глушении скважин давление прокачки жидкости глушения не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны данной скважины.
— Разборку промывочной линии следует начинать только после снижения давления в линии нагнетания до атмосферного. При этом задвижка на фонтанной арматуре со стороны скважины должна быть закрыта.
— После окончания работ по глушению скважины задвижки должны быть закрыты, территория вокруг скважины очищена, заглушенная скважина должна находиться в ожидании ремонта не более 36 часов.
При более длительном простое скважины в ожидании ремонта, скважина должна быть заглушена повторно до начала ремонтных работ.
— После окончания всех работ по глушению скважины составляется «Акт на глушение скважины».
В акте на глушение скважины должно быть указано:
— дата глушения скважины;
— удельный вес жидкости глушения;
— объем жидкости глушения по циклам;
— время начала и окончания циклов глушения;
— начальное и конечное давление прокачки жидкости глушения.
— «Акт на глушение скважины» подписывается (с указанием удельного веса и объема жидкости глушения), лицом производившим глушение скважины, мастером бригады КРС и машинистом агрегата.
Источник
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/
Рпл – 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/с 2 .
В качестве жидкостей глушения следует применять:
– пресную, техническую и пластовую воду;
– водные растворы СаСl2;
– тяжелые жидкости глушения плотностью более 1400 кг/м 3 (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/м 3 ;
– водонефтяные эмульсии (ВНЭ), стабилизированные ПАВ с плотностью от 900 до 1200 кг/м 3 .
– полисахаридные жидкости глушения (ПСЖГ) с плотностью от 1000 до 1150 г/см 3 .
В пластах с проницаемостью более 0,3 мкм 2 , а также при глушении скважин с газовым фактором более 200 м 3 /м 3 для предотвращения поглощения следует применять:
— водные растворы КМЦ;
— 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 м 3 /м 3 глушить не рекомендуется.
— Скважины с аномально низким пластовым давлением и газовым фактором более 200 м 3 /м 3 следует глушить дегазированной нефтью.
— Глушение скважин с градиентом давления 3 /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 Кпр>10м 3 /сут·МПа следует глушить на поглощение.
Нагнетательные и фонтанные скважины с Кпр 3 /сут·МПа должны глушиться на циркуляцию.
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):
1.4 Определить необходимое количество жидкости глушения:
V= VНКТвнут + (Vэ/к внут до НКТ – VНКТнаруж) + Vэ/к внутр ниже НКТ,м 3 /2/
где: VНКТвнут – внутренний объем НКТ, рассчитывается по формуле:
rв нкт – внутренний радиус НКТ, м;
Hнкт – глубина спуска НКТ, м;
(Vэ/к внут до НКТ – VНКТнаруж) – объем жидкости в затрубном пространстве;
Vэ/к внут до НКТ – внутренний объем эксплуатационной колонны до глубины спуска НКТ:
где: rэ/к – внутренний радиус эксплуатационной колонны, м;
VНКТ наруж—наружный объем НКТ, рассчитывается по формуле:
где: rн нкт – наружный радиус НКТ, м;
Vэ/к внутр ниже НКТ–объем жидкости ниже спуска НКТ, рассчитывается по формуле:
где: Hт.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.
Источник