Корепанова Анализ техники и технологии глушения скваажин. Анализ используемой т ехники и технологии проведения глушения скважины перед проведением ремонта
 Скачать 1.74 Mb.
|
1 2 Направление глушения.Существует два способа направления глушения: прямой и обратный. Прямой способ осуществляется посредством нагнетания жидкости глушения в трубное пространство НКТ. Обладает рядом преимуществ:
Скорость закачки жидкости глушенияСкорость закачки ЖГ определяется величиной пластового давления:
2.2 -Аппаратура и оборудование, используемые при реализации проекта Капитальный ремонт скважин включает в себя операции, связанные с ремонтом собственно скважины и воздействием на призабойную зону и пласт. Кроме того, обычно к ним относятся сложные вынужденные операции текущего ремонта, например извлечение оборванных штанг и труб. Помимо обследования скважин и уточнения номенклатуры предстоящих к выполнению операций, капитальный ремонт включает: 1. ремонтно-исправительные работы (герметизация устья, исправления и замена поврежденной части колонны, перекрытие дефектов в колонне, установка и разбуривание цементных пробок), 2. изоляционные работы, 3. крепление пород призабойной зоны, 4. очистку фильтра, 5. переход на другой продуктивный горизонт, 6. зарезка и бурение второго ствола, 7. ловильные работы. К капитальному ремонту также относят и работы, связанные с воздействием на призабойную зону пласта: кислотные обработки скважины, гидравлический разрыв пласта, тепловое воздействие на призабойную зону, виброобработка призабойной зоны скважины, обработка призабойной зоны ПАВ. При подземном ремонте глубоких скважин применяют эксплуатационные вышки и мачты, стационарные или передвижные, предназначенные для подвески талевой системы, поддержания на весу колонны труб или штанг при ремонтных работах, проводимых на скважине. Стационарные вышки и мачты используются крайне нерационально, т.к. ремонтные работы на каждой скважине проводятся всего лишь несколько дней в году, всё остальное время эти сооружения находятся в бездействии. Поэтому целесообразно использовать при подземном ремонте подъемники, несущие собственные мачты. Транспортной базой их служат тракторы и автомобили. Агрегаты должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью (рис.2). Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны. Расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Выхлопные трубы должны быть оборудованы глушителями и искрогасителями. Не допускается установка агрегата под линии электропередач (ЛЭП). 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.  Рисунок 2. Расстановка применяемого оборудования. 3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ. 3.1 Анализ применения технологии проекта на месторождении Заменяют скважинную жидкость на жидкость глушения. Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости недопустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляют при ее прокачивании на поглощение. Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят закачиванием жидкости глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и 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. 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. В скважинах с низкой приемистостью пластов глушение производят в два этапа. Вначале жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение. При глушении скважин, которые можно глушить в один цикл и в которых возможны нефтегазопроявления, буферную жидкость необходимо закачать в межтрубное пространство вслед за порцией жидкости глушения, равной объему лифтового оборудования. Дальнейшие операции по глушению производят согласно принятой на предприятии технологии. В случае глушения скважин с высоким газовым фактором и большим интервалом перфорации при поглощении жидкости глушения в высокопроницаемых интервалах предусматривают закачку в зону фильтра буферной пачки загущенной жидкости глушения или ВУС. При интенсивном поглощении используют нефтеводокислоторастворимые наполнители-кольмананты с последующим восстановлением проницаемости ПЗП. При обнаружении нефтегазопроявлений необходимо закрыть противовыбросовое оборудование, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий. Возобновление работ разрешается руководителем предприятия после ликвидации нефтегазопроявления и принятия мер по предупреждению его повторения. 3.2. 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. 4. РАСЧЁТНЫЙ РАЗДЕЛ. 4.1. Проектирование процесса глушения скважины с применением гидрофобной эмульсии Цель проведения типового расчета:
Исходные данные для расчета: 1. Конструкция скважины (табл.4). 2. Текущее пластовое давление 265 атм. (265  Па).3. Плотность пластовой воды 1010 кг/м3. 4. Плотность раствора СаСl  для приготовления БГЭС 1200 кг/м3.5. Плотность нефти 840 кг/м3. Таблица 4. Конструкция скважины
Порядок расчета:
 где (2.1)D - наружный диаметр эксплуатационной колонны, см; d - наружный диаметр НКТ, см; ст - толщина стенки эксплуатационной колонны, см; L - глубина спуска НКТ, см. 
 где (2.2)L1 – разница глубины спуска НКТ и ЭК, см. 
 (2.3)S - площадь проходного сечения НКТ диаметром 73 мм равна 30,18 см2. 
 (2.4)
 , где (2.5) – текущее пластовое давление, Па;H – расстояние от устья до текущего забоя, м; g – ускорение свободного падения, м/с2  – коэффициент запаса (1,07 – 1,15).
 (2.6) - плотность раствора хлорида кальция, кг/м3; - плотность нефтяной фазы, кг/м3.
 где (2.7)L – высота столба жидкости от забоя до верхних отверстий интервала перфорации (с учетом 100 метров над верхними перфорационными отверстиями), см. 
 , (2.8)Объем задавочной жидкости берем равным суммарному объему жидкости глушения (V  ), рассчитанной по формуле 2.4, за вычетом объема БГЭС  , рассчитанного по формуле 2.7.
Рассчитаем объем раствора хлорида кальция (  ) : , (2.9)Рассчитаем суммарный объем нефтяной фазы и эмульгатора (  ) : (2.10)Рассчитаем объем эмульгатора (  ), исходя из его оптимальной концентрации 3%: Рассчитаем объем нефтяной фазы (  ): , (2.12)
 = 1025,19 (кг/м ) = 35,78-1,9 = 33,88 (м);
Помимо приведенных расчётов, существуют и другие формулы для определения:
Проводить расчет глушения скважинных залежей пластов можно при выполнении установленных этапов. При этом следует соблюдать соответствующие меры безопасности. Чтобы верно определить объем раствора, используемого в процессе осуществления глушения, следует вычислить V скважинного столба внутри. Обязательно следует учесть не только величину объема насосно-компрессионных труб, но и толщину их стенок, учитывается и величина глубины спуска. Чтобы определить объем (V) жидкости, проводятся следующие расчеты:  м3,где:  Н – внутренний объем эксплуатационной колонны, м3, - внутренний объем эксплуатационной колонны горизонтальной скважны, м3,Н – глубина скважины по стволу, м,  – глубина горизонтальной скважины от устья до начала горизонтального участка ствола, м,D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м, 1,1 – коэффициент запаса,  – объем жидкости, вытесняемый металлом НКТ, м3, , м3, где: d и d1 – соответственно наружный и внутренний диаметры насосно-компрессорной трубы, м,  – глубина спуска насоса, м, – объем, вытесняемый металлом штанг, м3 (учитывается при наличии в скважине), , и – соответственно диаметр штанг первой, второй и n-ой секции, м, ,  и  – соответственно длина первой, второй и n-ой секции штанги, м.Объем ЖГ первого цикла глушения должен быть не меньше внутреннего объема эксплуатационной колонны в интервале от глубины спуска ГНО (башмак НКТ, низ хвостовика) до искусственного забоя. Объем ЖГ второго цикла должен: обеспечивать полную замену жидкости в процессе промывки скважины и быть не меньше внутреннего объема эксплуатационной колонны за вычетом объема НКТ в интервале от устья до глубины спуска ГНО (башмак НКТ, низ хвостовика). Величина запаса жидкости глушения составляет 10 % от потребного объема. Горизонтальные скважины рекомендуется оборудовать клапанами-отсекателями, чтобы обеспечить полную герметизацию пласта и не допустить попадания ЖГ. При вероятности значительного поглощения ЖГ, в первую пачку включается блокирующий состав. Вычисление плотности для раствора глушения Перед проведением в скважине ремонтных работ скважину необходимо заглушить путем замены имеющейся в скважине жидкости на жидкость глушения заданной плотности. Для вычисления плотности берут за основу расчет, применяемый при расчете давления, зависящего от столба раствора, которое превышает существующее давление пласта согласно установленным требованиям. Они не должны допускать наличия отклонений уровня плотности раствора от предусмотренных планом значений больше чем на ± 20 кг/куб.м. Коррозийное давление раствора должно быть на низком уровне (рис.3).  Рисунок 3. Диаграмма давлений в трубном (1 — 5) и затрубном (а — k) пространствах при наземном расположении ОП. Жидкость глушения должна обладать свойством термостабильности, когда не происходит ее кристаллизация на поверхности пласта в зимний период. В процессе изготовления и применения раствора должна соблюдаться технология. Необходимо специальное регулирование показателя плотности и вязкости жидкости. Если нефтяное или газовое месторождение имеет участки, где содержится сероводород, то специальная жидкость должна иметь нейтрализатор данного вещества. Выбирать состав следует в соответствии с уровнем качества твердой фазы, учитывая технологические условия и горно-геологические особенности работы забоя скважины. Чтобы полностью заменить жидкость глушения в цикл, равный 1, следует рассчитать величину удельного веса:  где:  — значение плотности скважинной жидкости, г/куб.см; — показатель давления пласта, МПа.Н — длина расстояния от ВНК пласта до скважинного устья, м. П — показатель, связанный с безопасностью работ, производительностью и газосодержанием, определяемый глубиной ствола скважины. Корректировка плотности жидкости глушения При выполнении стандартных операций, в бригадах КРС (ТРС) оператором по глушению контролируются следующие параметры ЖГ:
При необходимости корректировка плотности ЖГ производится следующим способом: Плотность солевого раствора снижается добавлением пресной технической водой, качество которой должно удовлетворять требованиям, а потребное количество определяется по формуле: V = (ρ1 - ρ2) / (ρ2 – ρ), где: V – объем технической воды для разбавления 1 м3 исходной жидкости глушения, м3/м3; ρ1 – плотность основы для жидкости глушения, кг/м3; ρ2 – необходимая плотность, по расчету, жидкости глушения, кг/м3; ρ – плотность технической воды, предназначенной для разбавления, кг/м3. Увеличение плотности ЖГ производится дополнительным вводом и растворением минеральной соли, необходимое количество которой определяется по формуле: Q = ρ 3 × (ρ2 - ρ1) / (ρ3 - ρ2 × (1 – n)+ n × ρ3)), где: ρ1 – плотность основы для жидкости глушения до утяжеления, кг/м3; ρ2 – плотность утяжеленной ЖГ, необходимой по плану для глушения, кг/м3; ρ3 – плотность утяжелителя, кг/м3; n – влажность утяжелителя (доли единицы ЗАКЛЮЧЕНИЕ Карсовайское месторождение открыто в 1977 году, введено в промышленную разработку на основании технологической схемы разработки. Месторождение на начальной стадии разработки, осуществляется плановое разбуривание залежи верейско-башкирского объекта в соответствии с «Технологической схемой разработки». По данным геофизических исследований фундамент имеет блоковое строение, ступенчато погружаясь в юго-восточном направлении. Нефтегазоносность Карсовайского поднятия приурочена к карбонатным отложениям касимовского яруса верхнего карбона, мячковского, подольского горизонта, каширского горизонта, верейского горизонта, башкирского яруса. На Южно-Карсовайском поднятии промышленная нефтеносность установлена в верейских и башкирских отложениях среднего карбона. Было проведено подробное микро-описание шлифов. Благодаря которому выяснилось содержание ангидрита в отложениях касимовского яруса (18%), в мячковском горизонте (до 40%), в подольском горизонте (до 28%) и в каширском (25%). Во всех отложениях присутствуют вторичные изменения — каверны и трещины, залеченные ангидритом. Выяснили требования, предъявляемые к жидкостям для глушения скважин и технологии глушения скважин, так же какое для выполнения процесса глушения используется оборудование. Провели типовой расчёт по определению объёма обратной водонефтяной эмульсии, расходу необходимых химических реагентов, плотности растворов и определению объема задавочной жидкости. В курсовой работе была выявлена технология и изучена техника проведения глушения скважин на Карсовайском месторождении. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
 1 2 |
):
) по формуле 2.2:
) по формуле 2.3:
) по формуле 2.4:
) по формуле 2.6:
) жидкости по формуле 2.8:
плотностью 1200 (кг/м
= 11,4 (литра).