глушение. Реферат по дисциплине Технологические основы освоения и глушения скважин

• Название: Реферат по дисциплине Технологические основы освоения и глушения скважин
• Анкор: глушение
• Дата: 13.10.2022
• Размер: 193.17 Kb.
• Имя файла: khd.docx
• Тип: Реферат; #732178

МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

ФГБОУ ВО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых скважин

Реферат

 

по дисциплине «Технологические основы освоения и глушения скважин»

 

на тему:

 

«Глушение скважин. Назначение, сущность технологии и применяемое оборудование»

 

Выполнил: студент гр. ЗПБ 21.03.01.-41

Хайртдинов Д.Ф

Проверил: ст. преподаватель каф. РЭНГМ

Епифанов Ю. Г.

Ижевск 2022

Содержание

Реферат 1

Введение 3

Общая информация о глушении 3

Определение плотности жидкости глушения 5

Одноцикличное глушение 5

Многоцикличное глушение 6

Определение объёма жидкости глушения 7

Технология глушения 8

Расстановка и монтаж оборудования 8

Испытание на герметичность 9

Закачивание раствора глушения 9

Замер плотности жидкости глушения 11

Стравливание давления из скважины 11

Заключение 13

Выбор жидкости глушения скважин зависит от индивидуальных условий каждого газового или нефтяного месторождения. Самый экономичный вариант - использовать водно-солевые растворы. Однако если скважину часто глушить водно-солевыми растворами, ухудшаются свойства призабойной зоны и в итоге снижается количество добытой нефти. Существуют модифицированные жидкости, которые позволяют сократить сроки вывода скважины в прежний режим работы после ремонта. В качестве жидкости для глушения скважин используют нефть, воду, буровые растворы на водной и углеводородной основах. 13

Литература: 14

Введение

Глушение скважин как в бурении, так и при капитальном (текущем) ремонте скважин необходимо для  создания достаточного противодавления на продуктивный пласт, при котором поступление флюида из коллектора исключено. Раствор глушения обычно представляет собой соляной раствор либо пресную воду . Раствор глушения для ТКРС может быть на водной или нефтянойоснове.

Общая информация о глушении

При проведении некоторых работ по ТКРС используется циркулирующая в скважине жидкость. При бурении раствор выносит шлам, охлаждает долото и поддерживает стенки ствола скважины до установки обсадной колонны.
При ТКРС циркулирующая жидкость может выносить песок из скважины, предотвращать выбросы, и обеспечивать гидравлическую мощность для скважинных приборов, а также выполнять функцию бурового раствора. Обрушивающиеся частицы закупоривают тонкие каналы, ухудшая проницаемость породы, поэтому нефть и газ уже не могут с легкостью проникать в скважину. Жидкость оказывает давление на боковые стенки ствола скважины, точно так же как и вода в пластиковом бассейне давит на его боковые стенки изнутри.
Бригады ТКРС часто используют пластовую соленую воду, так как она имеется в наличии и не наносит повреждения пласту. В то время как другие жидкости могут привести к обрушению частиц пород со стенок ствола. В качестве добавок могут служить сульфат бария (барит) и глина. Добавление измельченной глины увеличивает вязкость жидкости, т.е. заставляет ее течь медленнее. Частицы глины также обволакивают или «зашпаклевывают» стенки ствола скважины, как шпаклевка для отделочных работ.

Таблица 1. Классификация жидкостей глушения


В идеале, для проведения КРС скважину глушить не нужно. Если бы изначально колонна для освоения позволяла бы изолировать ствол скважины ниже пакера с помощью пробки, спускаемой на кабеле , тогда НКТ выше пакера можно было бы заменить без нарушения пласта. Это называется КРС верхней части ствола. В качестве альтернативного варианта для капремонта скважины под давлением можно использовать гибкие трубы (колтюбинг) или специальные установки для СПО под давлением. В обоих этих случаях продуктивный пласт не будет подвержен потенциальному повреждению глушением скважины.

Однако, часто скважину приходится глушить, и здесь важность пачек глушения выходит на первый план. Чтобы заглушить скважину, необходимо закачать в скважину жидкость с более высоким гидростатическим давлением, чем пластовое давление. Поскольку скважина проектировалась для того, чтобы добывать нефть, перфорации или освоение с открытым стволом должны иметь проницаемость, чтобы таким образом жидкость проникала в пласт. Хорошая жидкость для КРС должна быть чистой, отфильтрованной и не содержать твердой фазы. Поэтому она не может образовывать фильтрационную корку и будет быстро уходить в пласт. Для предотвращения поглощения жидкости в пласт используют пачки глушения. Неэффективная пачка глушения не только создаст потенциальные проблемы с контролем НГВП, но также может повредить перфорации и пласт, закупоривая их нерастворимыми твердыми частицами.

Пачка глушения или любой химический реагент в составе жидкости для ТКРС должен извлекаться обратно после проведения ТКРС, когда скважину переводят обратно в режим эксплуатации; или он должен разрушаться потоком углеводородов или обработкой водой или кислотой. Любые инородные твердые частицы в составе жидкости для ТКРС несут опасность остаться в пласте навсегда. Коллекторы с широким диапазоном проницаемости особенно подвержены неэффективной очистке. По возможности скважина не должна глушиться задавливанием в пласт содержимого НКТ, так как при этом вся грязь и отложения внутрри НКТ проникнут в пласт, нанося непоправимый вред пласту-коллектору.

Скважины с низким коэффициентом продуктивности (Кпрод) более подвержены повреждению, чем скважины с высоким Кпрод. Для глушения этих скважин требуются специальные пачки глушения, чтобы не снижать поглощение до эксплуатационно приемлемого уровня, но предотвращать повреждение. Скважины, на которых проводился гидроразрыв, сильно подвержены повреждению:

• Отмечается снижение Кпрод на 40%;

• Они требуют другого подхода. В некоторых районах закачивают пачку 20/40 карболитового расклинивающего агента в интервал гидроразрыва, а потом сверху закачивают пачку крупнозернистого пластозакупоривающего материала.

Основное предназначение жидкости глушения заключается в обеспечении необходимого противодавления на продуктивный пласт, исключающего ее самопроизвольный выброс и гарантирующего сохранение коллекторских свойств прискважинной зоны.

Определение плотности жидкости глушения

Одноцикличное глушение

Для глушения скважин за один цикл через насосно-компрессорные трубы, спущенные до забоя, с полной заменой скважинной жидкости и продавливанием жидкости глушения в пласт, необходимая ее плотность рассчитывается по формуле:


где П — коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта; Рпл — пластовое давление, Па; hиз — отметка положения искусственного забоя по вертикали скважины, м; lиз — отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м; α — средний зенитный угол ствола скважины, град.

Многоцикличное глушение

Количество циклов глушения для фонтанных скважин с длиной лифта до интервала перфорации — один, во всех остальных случаях количество циклов определяется отношением глубины искусственного забоя и глубиной спуска подземного оборудования:

Для скважин с глубиной спуска насоса, хвостовика или НКТ, составляющей более половины длины ствола скважины до интервала перфорации — 2 цикла.

Для скважины с глубиной спуска насоса, хвостовика или НКТ, составляющей менее половины длины ствола скважины до интервала перфорации — 3 и более циклов.

Для глушения скважин механического фонда в условиях отстоя необходима частичная замена скважинной жидкости в интервале от устья до подвески насоса. В этом случае плотность закачиваемой за один цикл жидкости рассчитывается по формуле:

где

hтр — отметка глубины спуска НКТ или насоса, м; ρн — плотность жидкости под насосом.

При многоцикличном глушении скважин механического фонда при отсутствии необходимой приемистости (в скважинах с низкой проницаемостью менее 0,05 мкм2) или если действующими инструкциями запрещается задавливать скважинную жидкость в пласт, плотность жидкости глушения при втором и последующих циклах глушения определяется по формуле:


Сначала жидкость глушения замещают до глубины спуска насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение. Расчетное время Т определяют по формуле Т = H/v, где Н — расстояние от приемной сетки насоса до забоя скважины, м; v — скорость замещения жидкостей, м/с (ориентировочно можно принять 0,04 м/с).

Согласно Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности плотность жидкости глушения должна определяться из расчета создания столбом жидкости глушения гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину:

• 
  10-15% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 1,5МПа;
  
• 
  5-10% для скважины глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа;
  
• 
  4-7% для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500 и до проектной глубины),но не более 3,5 МПа.
  

Пластовое давление должно быть замерено не ранее, чем за 3 месяца до начала ремонта скважины. При получении удельного веса жидкости γ= 0,86 -1,0, рассчитанного по формуле, ремонтируемая скважина должна быть заглушена дегазированной нефтью, или пресной водой.

Определение объёма жидкости глушения

Объем жидкости глушения скважины, необходимой для глушения и технологических нужд при текущем ремонте скважин определяется:

V = 1,2 * Vскв + Vдол,

где Vскв — объем жидкости в скважине, определяемый объемом эксплуатационной колонны, м3; Vдол — объем жидкости для долива скважин в процессе ведения работ, м3. Объем доливной емкости должен быть не менее 6 м3, а объем жидкости долива должен быть не меньше 4 м3.

Объем эксплуатационной колонны определяется в зависимости от длины ствола скважины, ее диаметра и толщины стенки колонны:

Vэк = hтз * π * dвн2/4,

где hтз — глубина текущего забоя; dвн — внутренний диаметр эксплуатационной колонны. Кроме того, на период ремонта скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины на солерастворный узел.

Технология глушения

Расстановка и монтаж оборудования

Агрегаты должны быть расстановлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью. Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны и расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Выхлопные трубы должны быть оборудованы глушителями и искрогасителями. Не допускается установка агрегата под линии электропередач. Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными устройствами заводского изготовления и манометрами. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.



Рис. 2. Расстановка наземного оборудования при глушении скважин.

Монтаж нагнетательного трубопровода должен производиться из труб и стальных шарнирных соединений высокого давления. Трубы нагнетательной линии раскладываются от насосных агрегатов к устью скважины:

• 
  В местах соединений производится их укладка на деревянные выкладки;
  
• 
  Проверяется исправность резинового уплотнительного элемента на ниппеле трубы;
  
• 
  Ниппель направляется в муфту соседней трубы и наживляется гайка БРС в направлении по часовой стрелке;
  
• 
  Ударами кувалды производится закрепление гайки БРС;
  
• 
  Для возможности сборки линий в различных плоскостях в отношении труб друг к другу применяются стальные шарнирные соединения высокого давления, соединение которых с трубами аналогична приведенному выше.
  

Рис. 3. Схема быстроразъёмного соединения.

Испытание на герметичность

После сборки линий производится испытание линий на герметичность:

• 
  Закрывается задвижка на фонтанной арматуре;
  
• 
  Удаляется персонал из опасной зоны;
  
• 
  По команде руководителя работ начинается нагнетание жидкости в напорные линии до 1,5-кратного значения ожидаемого рабочего давления (указано в плане работ);
  

Линии считаются герметичными, если в течение 3-х минут давление опрессовки не падает. В случае обнаружения пропусков, давление снизить до атмосферного, произвести устранение пропусков и повторить опрессовку снова.

Закачивание раствора глушения

Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном — в затрубное пространство.

Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным. Прокачивание необходимого объёма жидкости глушения должно быть непрерывным с поддерживанием противодавления жидкости на линии выхода жидкости из скважины в пределах 2-3 МПа. При поглощении жидкости глушения пластом-коллектором необходимо уменьшить противодавление на пласт, регулируя его в диапазонах коэффициента К и снизить противодавление на линии выхода жидкости до минимума, производя глушение на ёмкость.

При закачивании необходимо наблюдать за показаниями манометров и герметичности нагнетательных линий. Не допускается нахождение персонала в зонах близлежащих к нагнетательным линиям.

Если производится глушение в два и более циклов, то скважина закрывается и ставится на отстой на время указанное в плане. Перерыв между циклами глушения должен составлять:

• 
  Для колонны диаметром 168 мм — не менее 8 ч;
  
• 
  Для колонны диаметром 146 мм — не менее 12 ч.
  

При глушении скважины в 2 цикла (для скважин с глубиной спуска насоса, хвостовика или НКТ, составляющей более половины длины ствола скважины до интервала перфорации) объем жидкости глушения должен быть для первого цикла не менее величины полного объема эксплуатационной колонны от глубины спуска насоса (башмака хвостовика или НКТ) до забоя.

Для второго цикла не менее полного объёма эксплуатационной колонны до глубины спуска насоса или хвостовика с учетом водоизмещения НКТ. Без наличия этого объема на скважине начинать глушение запрещается.

Перед глушением, кроме случаев, связанных с негерметичностью лифтов НКТ, производится сбитие сбивного клапана путём сбрасывания лома.

Объём жидкости глушения для 1-го цикла глушения определяется по формуле:

V1 цикла = (Н — Нгно)*Sэк,

где Н — глубина текущего забоя скважины, м; Нгно — глубина спуска подземного оборудования, м, Sэк — площадь эксплуатационной колонны по внутреннему диаметру, м2.

Объём жидкости глушения для 2-го цикла глушения определяется по формуле:

V2 цикла = (Нгно * Sэк) — Vводоизм,

где Vводоизм — водоизмещение НКТ.

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.

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:

• 
  Произвести отбор пробы жидкости глушения, заполнить ведерко водой;
  
• 
  Отвернуть нижнюю часть ареометра;
  
• 
  Налить в нее пробу;
  
• 
  Соединить верхнюю и нижнюю часть ареометра;
  
• 
  Опустить ареометр в ведерко;
  
• 
  Определить по риске погружения на шкале прибора плотность жидкости глушения;
  

Плотность жидкости глушения должна соответствовать плотности, указанной в согласованном плане работ.

Стравливание давления из скважины

Стравливание давления после окончания глушения происходит по следующей последовательности:

• 
  Останавливается скважина.
  
• 
  На всех задвижках промывочного оборудования необходимо проверить наличие надписей с указанием направления открытия или закрытия задвижки.
  
• 
  Производится разрядка скважины открытием задвижки.
  
• 
  Проверяется исправность запорной арматуры.
  
• 
  Открытие задвижки осуществляется вращением (поворотом) штурвала в направлении указанном на штурвале (в основных случаях — в направлении против часовой стрелки).
  

После того как скважина заглушена (давление в трубном и затрубном пространстве равны нулю), можно приступать к монтажу подъёмного агрегата и к самому ремонту скважины.

Заключение

Выбор жидкости глушения скважин зависит от индивидуальных условий каждого газового или нефтяного месторождения. Самый экономичный вариант - использовать водно-солевые растворы. Однако если скважину часто глушить водно-солевыми растворами, ухудшаются свойства призабойной зоны и в итоге снижается количество добытой нефти. Существуют модифицированные жидкости, которые позволяют сократить сроки вывода скважины в прежний режим работы после ремонта.
В качестве жидкости для глушения скважин используют нефть, воду, буровые растворы на водной и углеводородной основах.

Литература:

1. 
   Басарыгин Ю М: Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин
   
2. 
   Л. А. Паршукова, В. П. Овчинников, Д. С. Леонтьев ЖИДКОСТИ И ТЕХНОЛОГИИ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН
   
3. 
   Технология ремонта скважин: Сборник лекций / Сост. С. А. Демченко - Нижневартовск: Дизарт Групп, 2009. – 208 стр.: ил.
   
4. 
   Кагарманов И.И., Дмитриев А.Ю. Ремонт нефтяных и газовых скважин. Учеб. пособие для вузов / – Томск: SST, 2007. – 324 с.
   
5. 
   В.И. Кудинов. Основы нефтегазового дела. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; Удмуртский госуниверситет. 2005. – 720 с.
   
6. 
   Кустышев, А. В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири