Практическое занятие 1. Глушение скважины при ремонте скважины. Основное назначение жидкости глушения заключается в обеспечении необходимой репрессии на пласт, исключающей ее самопроизвольный выброс и гарантирующей сохранение коллекторских свойств призабо

Практическое занятие 1

Глушение скважины при ремонте скважины

Основное назначение жидкости глушения заключается в обеспечении необходимой репрессии на пласт, исключающей ее самопроизвольный выброс и гарантирующей сохранение коллекторских свойств призабойной зоны скважины.

Для глушения скважин за один цикл через затрубное пространство насосно-компрессорных труб, спущены к верхним дырам перфорации(нефтяные чаще), с полной заменой скважинной жидкости и продавливанием ЖГ в пласт, необходимая ее плотность рассчитывается по формуле

Р пл × (1 + П )

ρ ж = , кг/м3

hиз × 9, 81

где П – коэффициент безопасности работ, учитывающий

возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта;

Р _пл – пластовое давление, Па;

h _из – отметка положения искусственного забоя по вертикали скважины, м;

hиз= lиз × cosa

l_из – отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м;

а – средний зенитный угол ствола скважины, град.

Для глушения скважин механического фонда( нефтяных) при 100% - й обводненности поднасосной жидкости 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

ρ ж = Рпл × (1 + П )- Рн , кг/м³,

hтр × 9, 81

где Р_н = 9, 8 × r_н× (h_из – h_тр) – давление столба пластовой жидкости от насоса до забоя, Па;

h_тр – отметка глубины спуска НКТ или насоса, м;

r_н – плотность поднасосной жидкости, кг/м³;

При 100% -ой обводненности можно принять r_н = r_пв,

где r_пв – плотность пластовой воды, кг/м³.

Если отметки по вертикали (h_тр) и (h_из) неизвестны, то:

hтр = lтр × cosa; (hиз – hтр) = (lиз – lтр)× cosa2 (3)

где l_из, l_тр – отметки глубин по стволу, соответственно, искусственного забоя и спуска НКТ (насоса), м;

a₁ и a₂ – соответственно, средние зенитные углы

ствола скважины в интервале от устья до окончания НКТ (насоса), и от подвески насоса до забоя, град.

Величина коэффициента П выбирается по данным, приведенным в таблице 1.

Таблица 1. Величины коэффициента безопасности работ (П)

Градиент пласто- вого давления, атм. /10 м	Коэффи- циент продук- тивности, м³/сут. Атм.	Газосо- держание продукции м³/м³	Коэффициент безопасно- сти в зависимости от глубины
Градиент пласто- вого давления, атм. /10 м	Коэффи- циент продук- тивности, м³/сут. Атм.	Газосо- держание продукции м³/м³	до 1200 м	1200-24 00 м	свыше 2400 м

до 0, 9	до 0, 5	до 100	0, 08	0, 05	0, 05
		100 – 400	0, 08	0, 05	0, 05
		свыше 400	0, 08	0, 05	0, 05
	0, 5 – 2, 0	до 100	0, 08	0, 05	0, 05
		100 – 400	0, 08	0, 05	0, 05
		свыше 400	0, 08	0, 05	0, 05
	свыше 2, 0	до 100	0, 08	0, 05	0, 05
		100-400	0, 08	0, 05	0, 05
		свыше 400	0, 08	0, 05	0, 05
0, 9 – 1, 2	до 0, 5	до 100	0, 08	0, 05	0, 05
		100 – 400	0, 08	0, 08	0, 05
		свыше 400	0, 08	0, 08	0, 05

Рис. 1. Схема расположения оборудования в ремонтируемой скважине мехфонда (после остановки насоса):

1 – эксплуатационная колонна; 4 – пластовая вода; 2 – НКТ; 5 – нефть; 3 – насос; 6 – газ

Продолжение таблицы 1.


0, 9 – 1, 2	0, 5 – 2, 0	до 100	0, 08	0, 05	0, 05
		100 – 400	0, 08	0, 08	0, 05
		свыше 400	0, 08	0, 08	0, 05
	свыше 2, 0	до 100	0, 08	0, 05	0, 05
		100 – 400	0, 10	0, 08	0, 05
		свыше 400	0, 10	0, 10	0, 08
свыше 1, 2	до 0, 5	до 100	0, 10	0, 08	0, 05
		100 – 400	0, 10	0, 08	0, 05
		свыше 400	0, 10	0, 10	0, 08
	0, 5 – 2, 0	до 100	0, 10	0, 08	0, 05
		100 – 400	0, 10	0, 10	0, 05
		свыше 400	0, 10	0, 10	0, 08
	свыше 2, 0	до 100	0, 10	0, 08	0, 05
		100 – 400	0, 10	0, 10	0, 08
		свыше 400	0, 10	0, 10	0, 08

Газовые скважины, в связи с наличием пакера(герметизирующим затрубное пространство над интервалом перфорации) глушатся через трубное пространство.

Для глушения используют жидкости с плотностью, обеспечивающей создание необходимого противодавления на пласт. Согласно правилам(ПБ НГП) определяется минимальное превышение гидростатического давления столба жидкости глушения относительно глубины кровли пласта с учетом глубины скважины и аномальности пластового давления.

Жидкость для глушения должна обладать определенными физико-химическими свойствами, соответствующими конкретным условиям:

- быть химически инертной к горным породам, составляющим коллектор;

- исключать необратимую кольматацию пор и трещин продуктивного пласта;

- не оказывать коррозионного воздействия на металл скважинного оборудования и промысловых коммуникаций;

- обладать стабильностью в конкретных термобарических условиях в течение времени, необходимого для выполнения предусмотренных работ;

- жидкости должны быть взрывопожаробезопасными и нетоксичными, высокотехнологичными в приготовлении и использовании.

При глушении скважины в затрубное пространство при расчетной производительности агрегатов закачивается жидкость глушения. При этом для создания репрессии на пласт создается противодавление на устье с помощью регулируемого штуцера (Ршт), установленного на линии трубного пространства.

При закачке жидкости глушения в затрубное пространство забойное давление должно поддерживаться постоянным, но превышающим пластовое давление на заданную величину. По мере закачки жидкости глушения давление в трубах перед штуцером должно поддерживаться постоянным, равным Рнаг + Р. Давление в затрубном пространстве при этом будет снижаться. Как только жидкость глушения начнет заходить в трубы, необходимо контролировать процесс глушения по давлению в затрубном пространстве, которое должно поддерживаться постоянным, равным гидравлическим сопротивлениям. Для этого необходимо приоткрыть штуцер. После выхода жидкости на поверхность штуцер должен быть полностью открыт, и дальнейшую прокачку следует вести при установившемся давлении в затрубном пространстве, вплоть до вымыва разгазированного бурового раствора.