ГЛУШЕНИЕ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Плотность по API —

ГЛУШЕНИЕ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Плотность по API - используемое для выражения относительного веса жидкости, которое было введено американским Нефтяным Институтом, чтобы стандартизировать вес жидкостей месторождений нефти при температуре 60° F. Вода в этом случае также использовалась в качестве стандарта и имела значение 10 API gravity. Чтобы конвертировать API gravity в удельный вес, используется следующая формула. SG = 141. 5/(131. 5 + API) Пример: Какой относительный вес нефти имеющей значение API gravity 30? SG = 141. 5/(131. 5 + 30)= 0. 876

Гидростатическое давление (HP) - давление, производимое жидкостью при данной истинной вертикальной глубине скважины. Таким образом, гидростатическое давление - давление, созданное стационарной колонкой жидкости. Гидростатическое давление любой жидкости может быть вычислено в любой фактической вертикальной глубине (TVD), если известен градиент давления жидкости. Истинная вертикальная высота скважины - важный фактор в уравнении, а ее объем или форма не важны. Уравнение: HP = PG x TVD где: HP = гидростатическое давление, бар. PG = градиент давления, бар/м. TVD = фактическая глубина, м.

Пример: 500 м. высота столба пресной воды, каково гидростатическое давление? HP = 0. 0981 бар/м. x 500 м. = 49 бар. Пример: Какое гидростатическое давление скважины длинной 6, 750 м. , заполненной жидкостью с градиентом давления 0. 108 бар/м. с вертикальной глубиной 6, 130 м. ? HP = 0, 108 бар/м. x 6, 130 м. = 662 бар. Пример: Скважина глубиной 4500 м. по вертикали заполнена жидкостью плотностью 1, 8 кг/л, каково забойное давление? HP = 1, 8 кг/л x 0. 0981 x 4500 м. = 795 бар. Пример: Скважина 3700 м. по вертикали имеет две жидкости, жидкость плотностью 1, 8 кг/л от забоя до глубины до 2500 м. и жидкость плотностью 1, 03 кг/л до поверхности, какое будет забойное давление? Давление первой жидкости = 1, 8 кг/л x 0. 0981 x (3700 - 2500) м. = 212 бар. Давление второй жидкости = 1, 03 кг/л x 0. 0981 x 2500 м. = 253 бар. Общее давление = 212 бар + 253 бар = 465 бар.

В статической ситуации давление в НКТ на устье (CITHP) и гидростатическое давление уравновешивает пластовое давление. газ – также как и жидкость проявляет гидростатическое давление Сжатие под давлением влияет на плотность газа.

Методы глушения добывающей скважины Наибольшее распространение при капремонте получили следующие методы глушения, основанные на применении циркуляции: 1) глушение «в лоб» (с незамкнутой циркуляцией, без выхода на поверхность), 2) глушение обратной циркуляцией, 3) глушение прямой циркуляцией. 4) Объемный метод ( метод стравливания) Процедуры этих методов зависят от оснастки колонны НКТ и вида устьевого оборудования (фонтанная арматура или превенторная сборка). В случае применения колонны НКТ с пакером процедуры глушения зависят также от свойств пакерной жидкости. В случае невозможности циркуляции в нефтяной или газовой скважине при установленной фонтанной арматуре необходимо предпринять меры для восстановления циркуляции, например, путём прострела отверстий в колонне НКТ.

Kill Methods Bullhead Reverse circulation Reverse Displacement via EP Learning and Leadership (No Packer) circulation with C/T Development packer

Факторы, влияющие на выбор метода глушения • Целостность конструкции скважины • Вид заканчивания • Возможность вымыва флюида • Приемистость пласта и вероятность его повреждения • Деньги • Срочность EP Learning and Leadership Development

Глушение. Обратная циркуляция с пробкой в подпакерной трубе • + – Избегаем высокого давления в затрубе – Давление в НКТ быстро снижается до нуля. • - – На заглушку может попасть «мусор» из затруба – Требует установки заглушки. EP Learning and Leadership Development

Глушение. Прямая циркуляция • + – В случае, если затруб содержит неизвестный флюид или большое кол-во мех примесей. – Простой график глушения • - – Флюид из трубы попадает в затруб. – Высокое давление в затрубе (газ в затрубе) – Миграция газа быстрее, чем закачка ЖГ. Газ поднимается обратно по трубе! EP Learning and Leadership Development

Глушение. Задавливание в лоб • + – Просто глушить. – Флюид не достигает устья. • - – Вредно для пласта – Высокие давления. – Потери EP Learning and Leadership Development

Задавливание в лоб • НЕ РЕКОМЕНДУЕТСЯ! Но тем не менее используется в случае: – Когда содержимое скважины опасно. – В случае невозможности циркуляции. – В случае особой срочности, когда нет времени применять циркуляцию Note: - • Скорость закачки должна быть выше скорости миграции пачки газа. Индикатором может служить давление на насосе ( оно должно снижаться) • Учесть возможность ГРП. EP Learning and Leadership Development

Обратная циркуляция • Наиболее предпочтительный метод глушения скважины • Основной план – Сохраняем постоянным забойное давление – Начинаем закачку, сохраняя постоянным давление в трубах ( вывод насосов на режим) EP Learning and Leadership Development

Подготовка к глушению скважины Перед глушением скважины следует выполнить следующие работы: - составить план работ по ремонту скважины с подробным перечнем всех операций и применяемого оборудования, - собрать и опрессовать поверхностную обвязку, фонтанную арматуру и насосное оборудование, - на всех скважинах, находящихся по соседству в кусте, должны быть закрыты главные задвижки фонтанной арматуры, - следует открыть клапан-отсекатель, управляемый с поверхности, и отключить систему его управления, - если ожидается высокое давление при глушении скважины, следует опрессовать обратный клапан в зоне трубной подвески фонтанной арматуры, - если резьба в зоне подвески корродировала или повреждена, следует установить в НКТ выше подвески пробку с помощью канатной техники.

Листы глушения Обязательной составной частью плана работ по глушению скважины является лист глушения, состоящий из двух страниц (или из листа с оборотной страницей). Форма листа глушения, применяемого различными компаниями, может отличаться. Обычно на первой странице (или лицевой стороне) листа приведены известные данные по скважине, а на второй (или оборотной стороне листа) – параметры проявления и данные о гидродинамическом (и иногда гидростатическом) давлении (режимы глушения) на насосе в процессе закачки жидкости глушения. Первая страница листа заполняется до начала работ по заканчиванию и ремонту скважины, а вторая – после возникновения проявления или принятия решения о глушении добывающей скважины. В приложении в типовых примерах приведены листы глушения для добывающей газовой скважины с применением способов глушения скважины «в лоб» и обратной циркуляцией.

Осложнения в процессе управления скважиной Промыв трубы колонны НКТ подъём колонны с применением, при необходимости, процедуры стриппинга и удаление аварийной трубы, - использование колонн гибких труб (колтюбинга) или НКТ малого диаметра, которые должны быть оснащены пакером и спущены в аварийную колонну труб с установкой пакера ниже места промыва прежде, чем продолжить глушение скважины.

Избыточное защемлённое давление -под закрытыми превенторами, в пространстве между уплотнительными элементами превентора и боковым отводом, -под пакерами и пробками, -между задвижками, -в колонне труб, -в поверхностной обвязке между насосом и колонной труб.

Межколонные давления - плохое сцепление цементного камня с трубами, - износ колонн, - коррозия колонн, - влияние температуры на материал труб и пакерные жидкости, -нарушение уплотнительных элементов подвесок хвостовика и колонн.

Поглощения жидкости Межпластовые перетоки Невозможность циркуляции Циркуляция в нефтяной или газовой скважине при установленной фонтанной арматуре становится невозможной, если не удаётся открыть циркуляционный клапан методами канатной техники. В таком случае необходимо восстановить циркуляцию путём прострела отверстий в колонне НКТ или рассмотреть возможность применения метода глушения «в лоб» . При невозможности циркуляции в газовой скважине, оснащённой превенторной сборкой, следует использовать объёмный метод управления скважиной.

Образование гидратов Проблемы, связанные с образованием гидратов, особенно типичны в условиях, когда существуют большие различия между пластовыми и устьевыми давлениями и температурами. Такие условия характерны для разработки газовых и газоконденсатных месторождений в глубоководных акваториях и приполярных регионах. Для предупреждения гидратообразования предусматривают монтаж линий нагнетания гликоля в линии дросселирования и глушения и в дроссельный манифольд. Гидратообразование в атмосферном газосепараторе предупреждают путём оптимизации размещения узлов нагревателя и ввода газированного бурового раствора. Для удаления гидратов обычно используют метанол.

Организация работ по глушению скважины -каждый должен знать, что можно ожидать в процессе управления скважиной, -каждый должен знать, каких действий ждут от него, - каждый должен знать, как выполнить свои обязанности.

Требования к системе связи между персоналом Глушение скважины требует коллективных усилий бригады. Поэтому установление системы связи между членами бригады, привлечёнными к операциям по глушению, является основным условием начала работ. В процессе выполнения операций в рамках своих обязанностей каждый должен информировать супервайзера. В случае отклонений от плана необходимо немедленно докладывать о них супервайзеру, чтобы избежать возникновения чрезвычайной ситуации. При передаче смены необходимо отразить в журнале всё о выполненных работах и работах, которые предстоит сделать вахте, заступающей на новую смену.