Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
141
Выбор плотности жидкости глушения
Жидкость глушения должна отвечать по категориям скважин
следующим обязательным условиям (гидростатическое давление столба
жидкости в скважине должно превышать пластовое давление):
на скважинах 1 категории - на 10%;
на скважинах 2 категории - на 8%;
на скважинах 3 категории - на 5%.
Плотность (удельный вес) жидкости для глушения скважин
рассчитывается в зависимости от величины пластового давления и
расстояния от устья скважины до ВНК (по вертикали), указанных в плане
на ремонт скважины, по формуле 6.5:
gН
KP
внк
зппл
жг
2
10
(6.5)
где:
жг
- плотность жидкости глушения, г/см
3
;
Р
пл
-
текущее пластовое давление, атм.;
К
зп
- коэффициент запаса;
Коэффициент запаса используется в зависимости от категорий
скважин и равен:
для 1 категории Кзп = 1, l;
для 2 категории Кзп = 1,08;
для 3 категории Кзп = 1,05;
g - ускорение свободного падения;
Н
внк
- расстояние от устья скважины до ВНК, м, (формула 6.6);
АltНН
абсвнквнк
..
(6.6)
где:
Н
абс внк
- абсолютная отметка ВНК залежи перфорированного
продуктивного пласта;
Alt – альтитуда устья скважины, м.
Для скважин, в которых вскрыто несколько пластов с разным
пластовым давлением и расстояние между ними составляет более 50 м., в
расчетах принимается величина Н
внк
равное расстоянию от устья
скважины до границы ВНК с более высоким пластовым давлением.
Если величина пластового давления неизвестна, то ее можно
рассчитать по формуле 6.7:
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
142
из
жгкр
пл
Р
Н
P
10
)(
(6.7)
где:
Н
кр
- расстояние от устья скважины до кровли пласта, м;
жг
- плотность промывочной жидкости, г/см
3
;
Р
из
- избыточное давление на устье скважины, атм.
На фонтанных скважинах текущее пластовое давление замеряется
глубинным манометром.
При глушении скважин несколькими циклами время замещения
жидкости в скважине (с меньшей плотностью) на жидкость глушения
определяется приближенно по формуле 6.8, (час):
1000
)(6
вз
НН
Т
(6.8)
где,
Н
з
- текущий забой скважины (для первого цикла) или глубина до
замещенной пачки раствора глушения предыдущего цикла, м.
Н
в
. - глубина спуска воронки НКТ или циркуляционного клапана,
м.
Расчет количества материалов для приготовления жидкости
глушения
Количество реагентов (NaCl, CaCl
2
), требующееся для
приготовления необходимого объема жидкости глушения определенной
плотности, рассчитывается по формуле 6.9:
вр
жгвжгр
р
V
М
3
10)(
(6.9)
где:
М
р
- количество реагента, кг;
р
- плотность реагента, г/см
3
;
жг
- плотность жидкости глушения, г/см
3
;
в
- плотность воды используемой для приготовления жидкости
глушения, г/см
3
;
V
жг
- требуемый объем жидкости глушения, м
3
.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
143
Плотность NaCl - 2,150 г/см
3
;
CaCl
2
- 2,20 г/см
3
.
Расчет объема жидкости для глушения скважины
Объем жидкости для глушения скважины (формула 6.10) и
количество циклов глушения определяются расчетным путем в
зависимости от расстояния от устья скважины до кровли пласта,
диаметров эксплуатационной колонны и НКТ, и объема жидкости
находящейся в кольцевом пространстве.
Параметры обсадных труб представлены в таблице 6.90
dкпспэкжг
VVНVНV )()(
11
(6.10)
где:
V
жг
- объем жидкости для глушения скважины, м
3
;
Н - глубина скважины, м;
V
эк1
- внутренний объем 1м эксплуатационной колонны, м
3
Н
сп
- глубина спуска оборудования (ШГН, ЭЦН, НКТ), м;
V
кп1
- объем 1м кольцевого пространства, м
3
;
V
д
- дополнительный объем жидкости глушения равный 3м
3
,
необходимый для вымывания остатков эмульсии последним циклом
глушения.
Объем первого и последующего циклов глушения (кроме
последнего) формула 6.11.
1
,....2,1
1
кпсп
nжг
VHV
(6.11)
где:
V
жг 1, 2, …n
-1
- объем первого и последующего циклов глушения,
м
3
.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
144
Параметры обсадных труб
Таблица 6.90
Условный
диаметр
трубы, мм.
Наружный
диаметр
трубы, мм.
Толщина
стенки
трубы, мм
Внутренний
диаметр
трубы, мм.
Внутренний
объем
1метра
трубы, м
3
.
Условный
диаметр
трубы, мм.
Наружный
диаметр
трубы, мм.
Толщина
стенки
трубы, мм
Внутренний
диаметр
трубы, мм.
Внутренний
объем
1метра
трубы, м
3
.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
114(4)
114,3 6 102,3 0,0082
178
177,8 9,2 159,4 0,0199
114
114,3 7 100,3 0,0079
178
177,8 10,4 157 0,0193
114
114,3 8 98,3 0,0076
178
177,8 12,7 152,4 0,0182
127(4,75)
127 6 115 0,0104
178
177,8 13,7 150,4 0,0178
127
127 7 113 0,0100
219(8 3/8)
219,1 7 206,1 0,0333
127
127 8 111 0,0097
219
219,1 8 203,1 0,0324
127
127 9 109 0,0093
219
219,1 9 201,1 0,0317
140(5 1/8)
139,7 6 127,7 0,0128
219
219,1 10 199,1 0,0311
140
139,7 7 125,7 0,0124
219
219,1 12 195,1 0,0299
140
139,7 8 123,7 0,0120
245(9 5/8)
244,5 7 230,5 0,0417
140
139,7 9 121,7 0,0116
219
244,5 8 228,5 0,0410
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
145
Продолжение таблицы 6.90
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
140
139,7 10 119,7 0,0112
219
244,5 9 226,5 0,0403
140
139,7 11 117,7 0,0109
219
244,5 10 224,5 0,0396
146(5 3/4)
146 6,5 133 0,0139
219
244,5 12 220,5 0,0382
146
146 7 132 0,0137
273(10 3/4)
273,1 7 259,1 0,0527
146
146 8 130 0,0133
273
273,1 8 257,1 0,0519
146
146 9 128 0,0129
273
273,1 9 255,1 0,0511
146
146 10 126 0,0125
273
273,1 10 253,1 0,0503
146
146 11 124 0,0121
273
273,1 12 249,1 0,0487
168(6 3/8)
168,3 6,5 155,3 0,0189
299(11 3/4)
298,5 8 285,5 0,0640
168
168,3 7 154,3 0,0187
299
298,5 9 280,5 0,0618
168
168,3 8 152,3 0,0182
299
298,5 10 278,5 0,0609
168
168,3 9 150,3 0,0177
299
298,5 11 276,5 0,0600
168
168,3 10 148,3 0,0173
299
298,5 12 274,5 0,0591
168
168,3 11 146,3 0,0168
324(12 1/4)
323,9 9 305,9 0,0735
168
168,3 12 144,3 0,0163
324
323,9 10 303,9 0,0725
178
177,8 6,9 164 0,0211
324
323,9 11 301,9 0,0715
178
177,8 8,1 161,6 0,0205
324
323,9 12 299,9 0,0706
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
146
Объем последнего цикла глушения (формула 6.12).
)....(
1
.
21..
nжг
жгжгжгnжг
VVVVV
(6.12)
где:
V
жг.п
- объем последнего цикла глушения, м
3
.
Расчет количества циклов глушения
Количество циклов глушения зависит от глубины кровли пласта и
глубины спуска оборудования, и рассчитывается по формуле 6.13:
..пк
эк
V
V
N
(6.13)
где:
V
эк
- внутренний объем эксплуатационной колонны, м
3
;
V
к.п
- объем кольцевого пространства, м
3
.
Способы глушения скважин
Глушение скважины необходимо начинать после завершения
подготовительных работ и стравливания газовой шапки из скважины.
В зависимости от способа эксплуатации скважины, глубины спуска
подземного оборудования, обводненности продукции, приемистости
пласта, строения и состава коллекторов можно выделить, 4 ситуации, при
которых требуются различные способы глушения.
Глушение одним циклом в объеме скважины производится, когда в
скважине находится подвеска НКТ с воронкой без пакера, расположенной
в пределах первых десятков метров от интервала перфорации (фонтанные
скважины, скважины с газлифтными компоновками без пакера, скважины
ППД без пакера).
Глушение одним циклом производится закачкой жидкости
глушения в затрубное пространство на циркуляцию с противодавлением
равным или незначительно выше избыточного давления в НКТ (1 цикл в
объеме скважины).
В нагнетательных скважинах с высоким газовым фактором и
хорошей приемистостью (более 300м
3
/с), глушение может производиться
поочередно, продавкой раствора глушения в НКТ при закрытой затрубной
задвижке, и затем без перерыва в затрубное пространство при закрытых
НКТ.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
147
Глушение в газлифтных и
нагнетательных скважинах с
посаженными пакерами проводится
следующим образом:
проверить приемистость по
НКТ и закачать в скважину жидкость
глушения с таким расчетом, чтобы в
подпакерную зону зашло расчетное
количество жидкости, равное
подпакерному объему скважины;
партией УВНТ или ЦПРГС
открыть циркуляционный клапан. При
отсутствии циркуляционного клапана
необходимо выше пакера прорезать в
НКТ отверстие дыроколом для создания
циркуляции выше пакера;
закачать через НКТ на
циркуляцию объем надпакерного
затрубного пространства. Циркуляцию
скважины проводить до выхода
закачиваемой жидкости в затрубное
пространство;
сорвать пакер, поднять одну НКТ и
закрыть скважину превентором;
после выдержки не менее 2-х часов
произвести при необходимости смыв
нефти прямой циркуляцией жидкости
глушения
В газлифтных скважинах, где при
работе скважины в результате прорыва
закачиваемого газа в пласт, пластовая
жидкость имеет в процессе разрядки
скважины перед глушением устойчивый
высокий газовый фактор, следует
устанавливать ВУС в интервале
перфорации и 20м. над интервалом,
закачкой его в НКТ.
В высокообводненных (более 80%)
скважинах допускается закачка
оторочки воды сеноманского комплекса
в объеме 2м
3
на 1м перфорированного
пласта.
Рисунок 6.77 –
Движение жидкости в стволе
скважины во время отстоя
1 – эксплуатационная колонна; 2 –
НКТ; 3 – погружной насос; 4 –
эксплуатационный пласт; 5 –
текущий забой скважины; 6 –
движение жидкости глушения; 7 –
движение скважинной жидкости.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
148
Глушение скважин оборудованных ШГН или ЭЦН производится
двумя циклами с перерывом между ними, для замещения закачкой
жидкости глушения первого цикла (находящейся выше циркуляционного
клапана), на жидкость находящуюся в скважине, ниже приема насоса
(циркуляционного клапана):
сбросить спец. ломик на сбивной клапан (в скважине
оборудованной ЭЦН);
закачать жидкость глушения в затрубное пространство на
циркуляцию, в объеме скважины ниже приема насоса, с
противодавлением в НКТ равным или выше избыточного давлении в НКТ,
но не более давления опрессовки сальников СУСГа или кабельного ввода
(40атм.);
закрыть скважину для замещения жидкости глушения на
скважинную жидкость.
На рисунок 6.77 показан процесс замещения скважинной жидкости,
жидкостью глушения. Замещение происходит за счет разности плотностей
ρ
жг
> ρ
скв. ж
. время замещения рассчитывается по формуле 6.8.
закачать через НКТ на циркуляцию жидкость глушения второго
цикла в объеме скважины выше приема насоса до выхода жидкости
глушения на устье.
Заключительные работы
После проведения всех работ по глушению, нагнетательная и
выкидная линии отсекаются задвижкам, после стравливания давления на
насосе, проводят их разборку.
В зависимости от категории скважин устье оборудуется
превенторной установкой.
В процессе глушения ведется постоянный контроль за давлением в
нагнетательной линии и на выходе из скважины, состоянием жидкости
глушения, объемом закачки и объемом на выходе из скважины.
Результаты наблюдения и время фиксируются в вахтовом журнале.
Меры безопасности при глушении скважин
Глушение скважины может быть начато только после оформления
двухстороннего акта о приеме скважины в ремонт (мастер бригады ТКРС
и представитель нефтепромысла).
Глушение скважины производится по заданию мастера ТКРС.
Проведение глушения скважины без плана ЗАПРЕЩАЕТСЯ.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
149
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 26люкс.
Площадка размером 40×40м, 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 10м 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 1м.
Промывочный агрегат должен быть оборудован
предохранительным и обратным клапанами.
В процессе глушения скважины 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 36часов.
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.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
150
«Акт на глушение скважины» подписывается (с указанием
удельного веса и объема жидкости глушения), лицом, производившим
глушение скважины, мастером бригады ТКРС и машинистом агрегата.
6.6 Технологии капитального ремонта скважин.
Капитальный подземный ремонт скважины объединяет все виды
работ, требующие длительного времени, больших физических усилий,
привлечения многочисленной разнофункциональной техники.
Это работы, связанные с ликвидацией сложных аварий, как со
спущенным в скважину оборудованием, так и с самой скважиной, работы
по переводу скважины с одного объекта эксплуатации на другой, работы
по ограничению или ликвидации водопритока, увеличение вскрытого
интервала пласта (дострел), воздействие на пласт, зарезка нового ствола и
другие.
Работы по капитальному ремонту скважин выполняют
специализированные предприятия. Непосредственными исполнителями
работ являются бригады капитального ремонта скважин (КРС). В состав
бригады входит мастер, бурильщик, помощник бурильщика, рабочий.
Работа выполняется по геологическому наряду, в котором
указывается характеристика скважины, а так же перечень всех
планируемых работ.
Скважина, вышедшая в капитальный ремонт, остается в
эксплуатационном фонде, но исключается из действующего фонда.
На рисунке 6.78 представлена типовая схема расстановки техники
на кусту при капитальном ремонте скважин.
Обследование и исследование скважин перед капитальным
ремонтом
Выбор технологии ремонта и технических средств, для его
проведения зависит от того, насколько правильно установлен характер
повреждений оборудования или колонны, или насколько верно
установлена причина снижения производительности скважины.
Обследование включает в себя определение глубины забоя, уровня
жидкости, состояния эксплуатационной колонны, характер аварии и
размещения в скважине оборудования, величины коэффициента
продуктивности и других параметров, характеризующих забой и
скважину.
Состояние колонны и характер оборвавшейся части оборудования
устанавливается печатями, представляющими собой свинцовый или
алюминиевый стакан, спускаемый на трубах в скважину. При
соприкосновении с предметом, находящимся в скважине, на мягкой
поверхности печати остается отпечаток, по которому судят о характере