Формулы для расчета параметров глушения

Теоретическая часть

Процесс глушения скважины можно разделить не несколько основных этапов:

· Проверяют наличие циркуляции в скважине и принимают решение о категории ремонта;

·  Определяют величину текущего пластового давления;

·  Рассчитывают требуемую плотность жидкости глушения и определяют необходимое ее количество;

·  Готовят требуемый объем жидкости соответствующей плотности с учетом аварийного запаса, объем которого определяют исходя из геолого-технических условий;

·  Останавливают скважину, производят ее разрядку, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании (как правило, разрядка производится в коллектор замерной установки либо на факельный амбар, через обвязку скважины и блок дросселирования);

·  Расставляют агрегаты и автоцистерны, производят обвязку оборудования и гидроиспытание, нагнетательной линии давления, превышающего ожидаемое в 1,5 раза. Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном. Монтаж нагнетательного трубопровода должен производиться из труб и стальных шарнирных соединений высокого давления. Трубы нагнетательной линии раскладываются от насосных агрегатов к устью скважины;

- 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, рисунок 1а;

- Так же для ускорения монтажа линии БРС можно использовать шланги высокого 

давления, рисунок 1,б;

Расстановку оборудования выполняют в соответствии с утвержденной типовой схемой установки оборудования при глушении скважин, как показано на рисунке 2.

 

 

А                                                                                      Б

Рисунок 1

А- БРС, Б - шланг высокого давления

 

 

Рисунок 2- Типовая схема обвязки устья скважины и

расстановки оборудования при глушении скважины

Плотность жидкости глушения и общие требования

Плотность жидкости для глушения определяют из расчета создания столбом жидкости давления, превышающего пластовое в соответствии с необходимыми требованиями.

· Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения от проектных величин приведены в табл. 1

· Жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.

· Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.

· Жидкость глушения не должна 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".

· Вязкостные структурно-механические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом.

· Жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,10-0,12 мм/год.

· Жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях.

· Жидкость глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.

 

Таблица 1 Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения

Глубина скважины, м	Допускаемые отклонения при плотности жидкости глушения, кг/м3.
	до 1300	1300-1800	более 1800
До 1200	20	15	10
До 2600	10	10	5
До 4000	5	5	5

 

· Жидкость глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании.

· Технологические свойства жидкости глушения должны регулироваться.

· На месторождениях с наличием сероводорода жидкости глушения должны содержать нейтрализатор сероводорода.

 

Способы глушения скважин.

В зависимости от спущенного газонефтяного оборудования различаю несколько способов глушения, такие как:

· Одностадийное глушение;

· Двухстадийное глушение;

· Глушение на поглощение;

·  Глушение с установкой вязкоупругого состава;

 Глушение скважины может выполняться как в трубное, так и в затрубное пространство.

Одностадийное глушение - применяется при эксплуатации скважин фонтанным (газлифтным) способом, когда подвеска НКТ расположенна «относительно низко» от верхних дыр перфорации.

Двухстадийное глушение - используется, когда спущена установка ЭЦН или ЩГН, в этом случае глушение производится в 2 цикла. Первый цикл замешает трубное и затрубное пространство в скважине от устья до сливного клапана. Далее возможно два варианта, это закачка в пласт флюида расположенного от сбивного клапан до нижних дыр перфорации на поглощение, или замещение скважинного флюида всплывшего после технологического отстоя вторым циклом

Глушение на поглощение – в случаях, когда не удалость сбить сливной клапан, и циркуляция не возможна, применяют данный метод, в затрубное пространство на поглощение (в лоб) закачивают объем жидикости глушения требуемой плотности.

Глушение с установкой вязкоупругого состава - в случае глушения скважин с высоким газовым фактором и большим интервалом перфорации при поглощении жидкости глушения в высокопроницаемых интервалах устанавливают буферные пачки загущенной жидкости глушения или ВУС. При интенсивном поглощении используют нефтеводокислоторастворимые наполнители-кольмананты с последующим восстановлением проницаемости ПЗП.

Плотность жидкости глушения

Плотность жидкости глушения определяют из расчета создания столбом жидкости глушения под давления, превышающего текущее пластовое в соответствии с требованиями ПБНГП до 1200м -10% превышение гидростатическго давления, свыше 1200м глубиной -5% превышение гидростатическго давления. (т.е 0,05 или 0,1)

Расчет жидкости глушения выполняется по формуле 1. При полной замене

скважинной жидкости жидкостью глушения в 1 цикл удельный вес рассчитывается по нижеприведенной формуле:

p_ж = P_пл* (1+П) / Н * 9,8 *10 ^-6                                            (1)

где: р _ж - плотность жидкости глушения, кг/м3

Р _пл - пластовое давление, МПа.

Н - расстояние от устья скважины до верхних отверстий перфорации по вертикали, м.

П – коэффициент создания дополнительного противодавления на пласт, зависящий от глубины скважины, %

Существуют случаи неверного указания пластового давления в планах на глушение. Тогда возможен вариант, что плотность завезенной жидкости глушения не обеспечивает надежного глушения скважины. В случае, если плотность жидкости глушения ниже требуемой, на буфере скважины будет отмечено избыточное давление. Замерив это давление и зная плотность жидкости в скважине, можно рассчитать точную требуемую плотность жидкости глушения.

p_ж = (Р_изб+ P_заб)*(1+П)/Н* g*10^-6                              (2)

Где Р _заб - забойное давление, создаваемое столбом использованной жидкости глушения;

Р_изб  - давление затрубного пространства

 

2. Расчет необходимого объема жидкости глушения

Для определения потребного объема ЖГС рассчитывается внутренний объем скважины с учетом толщины стенки труб, объема спущенных НКТ, и глубину спуска ГНО. Требуемый объем ЖГС для проведения ремонтных работ можно определить как разность между внутренним объемом скважины и объемом НКТ по телу трубы.

 

V_жг = (V_эк – V_нкт - V_шт)                        (3)

Где V _эк = (πD²/4)*Н – объем эксплуатационной колонны, м3

Н – глубина скважины, м³

D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м

V_нкт – объем жидкости, вытесняемый металлом НКТ, м3

 

                                         V _нкт = (π (d²_внеш – d²_внутр)/4)* H_{c п}                             (4)

                                                                              

d_внеш и d_внут - соответственно внешний и внутренний диаметры НКТ, м.

Н_сп - глубина спуска насоса, м

V_шт - объем, вытесняемый металлом штанг, м³ (в случае если таковые имеются)

 В случае если глушение выполняется в 2 цикла, то при расчете объема первого цикла глубину выбирают от устья до сбивного клапана, для второго цикла в зависимости от способа глушения в трубное или затрубное пространство глубину выбирают равную от сбивного клапана до нижних дыр перфорации.

       Величина запаса жидкости при глушении скважины должна составлять не менее двух объемов скважины.

       Для того чтобы во время технологического отстоя под действием гравитационных сил произошло полное замещение флюида на жидкость глушения необходимо рассчитать это время, по формуле

Т= Н/v                                                   (5)

Где Н - расстояние от сливного клапана до верхних дыр перфорации

V - скорость всплытия нефти (в среднем принимается равной 0,04м/с)

 

Теоретическая часть

Процесс глушения скважины можно разделить не несколько основных этапов:

· Проверяют наличие циркуляции в скважине и принимают решение о категории ремонта;

·  Определяют величину текущего пластового давления;

·  Рассчитывают требуемую плотность жидкости глушения и определяют необходимое ее количество;

·  Готовят требуемый объем жидкости соответствующей плотности с учетом аварийного запаса, объем которого определяют исходя из геолого-технических условий;

·  Останавливают скважину, производят ее разрядку, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании (как правило, разрядка производится в коллектор замерной установки либо на факельный амбар, через обвязку скважины и блок дросселирования);

·  Расставляют агрегаты и автоцистерны, производят обвязку оборудования и гидроиспытание, нагнетательной линии давления, превышающего ожидаемое в 1,5 раза. Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном. Монтаж нагнетательного трубопровода должен производиться из труб и стальных шарнирных соединений высокого давления. Трубы нагнетательной линии раскладываются от насосных агрегатов к устью скважины;

- 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, рисунок 1а;

- Так же для ускорения монтажа линии БРС можно использовать шланги высокого 

давления, рисунок 1,б;

Расстановку оборудования выполняют в соответствии с утвержденной типовой схемой установки оборудования при глушении скважин, как показано на рисунке 2.

 

 

А                                                                                      Б

Рисунок 1

А- БРС, Б - шланг высокого давления

 

 

Рисунок 2- Типовая схема обвязки устья скважины и

расстановки оборудования при глушении скважины

Плотность жидкости глушения и общие требования

Плотность жидкости для глушения определяют из расчета создания столбом жидкости давления, превышающего пластовое в соответствии с необходимыми требованиями.

· Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения от проектных величин приведены в табл. 1

· Жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.

· Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.

· Жидкость глушения не должна 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".

· Вязкостные структурно-механические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом.

· Жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,10-0,12 мм/год.

· Жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях.

· Жидкость глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.

 

Таблица 1 Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения

Глубина скважины, м	Допускаемые отклонения при плотности жидкости глушения, кг/м3.
	до 1300	1300-1800	более 1800
До 1200	20	15	10
До 2600	10	10	5
До 4000	5	5	5

 

· Жидкость глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании.

· Технологические свойства жидкости глушения должны регулироваться.

· На месторождениях с наличием сероводорода жидкости глушения должны содержать нейтрализатор сероводорода.

 

Способы глушения скважин.

В зависимости от спущенного газонефтяного оборудования различаю несколько способов глушения, такие как:

· Одностадийное глушение;

· Двухстадийное глушение;

· Глушение на поглощение;

·  Глушение с установкой вязкоупругого состава;

 Глушение скважины может выполняться как в трубное, так и в затрубное пространство.

Одностадийное глушение - применяется при эксплуатации скважин фонтанным (газлифтным) способом, когда подвеска НКТ расположенна «относительно низко» от верхних дыр перфорации.

Двухстадийное глушение - используется, когда спущена установка ЭЦН или ЩГН, в этом случае глушение производится в 2 цикла. Первый цикл замешает трубное и затрубное пространство в скважине от устья до сливного клапана. Далее возможно два варианта, это закачка в пласт флюида расположенного от сбивного клапан до нижних дыр перфорации на поглощение, или замещение скважинного флюида всплывшего после технологического отстоя вторым циклом

Глушение на поглощение – в случаях, когда не удалость сбить сливной клапан, и циркуляция не возможна, применяют данный метод, в затрубное пространство на поглощение (в лоб) закачивают объем жидикости глушения требуемой плотности.

Глушение с установкой вязкоупругого состава - в случае глушения скважин с высоким газовым фактором и большим интервалом перфорации при поглощении жидкости глушения в высокопроницаемых интервалах устанавливают буферные пачки загущенной жидкости глушения или ВУС. При интенсивном поглощении используют нефтеводокислоторастворимые наполнители-кольмананты с последующим восстановлением проницаемости ПЗП.

Формулы для расчета параметров глушения

Плотность жидкости глушения

Плотность жидкости глушения определяют из расчета создания столбом жидкости глушения под давления, превышающего текущее пластовое в соответствии с требованиями ПБНГП до 1200м -10% превышение гидростатическго давления, свыше 1200м глубиной -5% превышение гидростатическго давления. (т.е 0,05 или 0,1)

Расчет жидкости глушения выполняется по формуле 1. При полной замене

скважинной жидкости жидкостью глушения в 1 цикл удельный вес рассчитывается по нижеприведенной формуле:

p_ж = P_пл* (1+П) / Н * 9,8 *10 ^-6                                            (1)

где: р _ж - плотность жидкости глушения, кг/м3

Р _пл - пластовое давление, МПа.

Н - расстояние от устья скважины до верхних отверстий перфорации по вертикали, м.

П – коэффициент создания дополнительного противодавления на пласт, зависящий от глубины скважины, %

Существуют случаи неверного указания пластового давления в планах на глушение. Тогда возможен вариант, что плотность завезенной жидкости глушения не обеспечивает надежного глушения скважины. В случае, если плотность жидкости глушения ниже требуемой, на буфере скважины будет отмечено избыточное давление. Замерив это давление и зная плотность жидкости в скважине, можно рассчитать точную требуемую плотность жидкости глушения.

p_ж = (Р_изб+ P_заб)*(1+П)/Н* g*10^-6                              (2)

Где Р _заб - забойное давление, создаваемое столбом использованной жидкости глушения;

Р_изб  - давление затрубного пространства

 

2. Расчет необходимого объема жидкости глушения

Для определения потребного объема ЖГС рассчитывается внутренний объем скважины с учетом толщины стенки труб, объема спущенных НКТ, и глубину спуска ГНО. Требуемый объем ЖГС для проведения ремонтных работ можно определить как разность между внутренним объемом скважины и объемом НКТ по телу трубы.

 

V_жг = (V_эк – V_нкт - V_шт)                        (3)

Где V _эк = (πD²/4)*Н – объем эксплуатационной колонны, м3

Н – глубина скважины, м³

D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м

V_нкт – объем жидкости, вытесняемый металлом НКТ, м3

 

                                         V _нкт = (π (d²_внеш – d²_внутр)/4)* H_{c п}                             (4)

                                                                              

d_внеш и d_внут - соответственно внешний и внутренний диаметры НКТ, м.

Н_сп - глубина спуска насоса, м

V_шт - объем, вытесняемый металлом штанг, м³ (в случае если таковые имеются)

 В случае если глушение выполняется в 2 цикла, то при расчете объема первого цикла глубину выбирают от устья до сбивного клапана, для второго цикла в зависимости от способа глушения в трубное или затрубное пространство глубину выбирают равную от сбивного клапана до нижних дыр перфорации.

       Величина запаса жидкости при глушении скважины должна составлять не менее двух объемов скважины.

       Для того чтобы во время технологического отстоя под действием гравитационных сил произошло полное замещение флюида на жидкость глушения необходимо рассчитать это время, по формуле

Т= Н/v                                                   (5)

Где Н - расстояние от сливного клапана до верхних дыр перфорации

V - скорость всплытия нефти (в среднем принимается равной 0,04м/с)