Глушение скважин Выполнила студентка 4 курса группы 23

Глушение скважин Выполнила: студентка 4 курса группы 23 -99 Руденкова Екатерина

Глушение скважин – это технологический процесс, в результате которого создаётся противодавление на пласт и прекращается добыча пластового флюида. Для глушения скважин используют жидкости с плотностью, обеспечивающей создания необходимого противодавления на пласт.

Основной задачей операции глушения продуктивных пластов является обеспечение безопасных условий работы буровых и ремонтных бригад в стволе скважины путем предотвращения выброса нефти или газа из пласта.

Основные цели и задачи операций глушения продуктивных пластов n Жидкость глушения должна обеспечивать создание на забое давления, превышающего пластовое. n Жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на Скважинное оборудование. n Жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях.

Основные цели и задачи операций глушения продуктивных пластов n Жидкость глушения должна быть не горючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной. n Технологии приготовления жидкости глушения и их применения в скважинах должны обеспечивать простоту приготовления и регулирования свойствами жидкости глушения без создания в скважинах аварийных ситуаций и осложнений. n Технологии глушения скважин не должны затруднять последующее освоение и вывод скважин на запланированный режим работы.

Виды жидкостей глушения на водной основе на углеводоро дной основе пены, пресные и пластовые воды системы с конденсированн ой твердой фазой (гидрогели) товарная или загущенная нефть растворы минеральных солей прямые эмульсии обратные эмульсии глинистые растворы

В группе жидкостей глушения на водной основе ведущая роль принадлежит водным растворам минеральных солей n Калий хлористый выпускается по ГОСТ 4568 -95, ТУ 2184 -072 -00209527 -2001. n Кальций хлористый выпускается по ГОСТ 45077, ТУ 2152 -00204872 -2004. Хлористый кальций — гигроскопичен, т. е. проявляет свойства к поглощению влаги. n Натрий хлористый (соль техническая типа — галит) выпускается по ТУ 2152 -097 -00209527 -2004, ТУ 2111 -081 -00209527 -98, ГСТУ 14. 400032744 -005 -2003. n Хлористый аммоний выпускается по ГОСТ 2210 -73.

Na. Cl Концент рация, % масс 1 Ca. Cl 2 КСl NH 4 Cl плотно сть, г/см 3 Температу ра замерзани я, ºC плотност ь, г/см 3 Температур плотност а ь, замерзания, г/см 3 ºC Температу плотност ра ь, замерзания, г/см 3 ºC Температура замерзания, ºC 1. 007 -0. 5 1. 005 -0. 6 1. 0013 -0. 6 1. 011 -1. 1 1. 0045 -1. 1 1. 024 -1. 7 1. 0107 -2. 8 1. 037 -2. 8 1. 0168 -3. 9 1. 050 -3. 3 1. 0227 -5. 6 2 4 1. 031 -2. 8 6 1. 041 -3. 5 8 1. 056 10 1. 071 -6. 4 1. 083 -5. 2 1. 063 -4. 4 1. 0286 -7. 2 12 1. 086 -8. 6 1. 101 -7. 1 1. 077 -5. 6 1. 0344 -8. 3 14 1. 101 -9. 8 1. 120 -9. 1 1. 091 -6. 7 1. 0401 -10. 0 16 1. 116 -12. 2 1. 139 -11. 4 1. 104 -8. 3 1. 0457 -11. 7 18 1. 132 -13. 6 1. 158 -14. 2 1. 119 -9. 4 1. 0512 -13. 3 20 1. 148 -16. 0 1. 177 -17. 4 1. 133 -10. 6 1. 0567 -15. 0 22 1. 164 1. 197 -21. 2 1. 147 +1. 1 1. 0621 -15. 0 23 1. 172 -20. 0 1. 207 -23. 3 1. 162 +15. 0 1. 0674 -15. 0 24 1. 180 -15. 3 1. 218 -25. 7 25 1. 189 1. 228 -28. 3 26 1. 197 1. 239 -31. 2 1. 049 -3. 0 1. 066 -3. 9

Состав и максимальные значения плотности чистых рассолов, используемых для глушения Электролиты Максимальная плотность рассолов, г/см 3 NH 4 Cl 1, 07 KCl 1, 17 Na. Cl 1, 20 Mg. Cl 2 1, 30 KBr 1, 37 Ca. Cl 2 1, 40 Na. Br 1, 51 K 2 CO 3 1, 55 Ca. Br 2 1, 82 Zn. Br 2 2, 30 Na. Cl+Na 2 CO 3 1, 20 -1, 27 Na. Cl+Ca. Cl 2 1, 20 -1, 40 Na. Cl+Na. Br 1, 20 -1, 51 Ca. Cl 2+Ca. Br 2 1, 40 -1, 81 Ca. Br 2+Na. Br 2 1, 80 -2, 30 Ca. Cl 2+Ca. Br 2+Zn. Br 2 1, 80 -2, 30

Осложняющие факторы при глушении водными растворами солей n Образование малорастворимых солей -При смешении вод различного ионного состава возможно выпадение малорастворимых солей. Необходимо знать ионный состав пластовой воды и раствора глушения, что бы предсказывать возможность образование нерастворимых солей в пласте. Более подробно принципы расчета возможного образования солей приводятся в главе. Образование солей может привести к снижению проницаемости призабойной зоны пласта и преждевременному выходу из строя глубинно-насосного оборудования. Для предотвращения образования солеотложений в процессе глушения скважин рекомендуется добавлять ингибитор солеотложений в жидкости глушения.

Осложняющие факторы при глушении водными растворами солей n Образование эмульсий - в пористой среде обусловлено наличием в нефти ПАВ. В результате смешивания жидкости глушения с нефтью находящейся в пласте возможно образование стойких к разрушению эмульсий, которые обладают повышенными реологическими свойствами, затрудняющими их дальнейшее извлечение из пласта. Образование стойких эмульсии наиболее характерно для пластов содержащих высоковязкую тяжелую нефть и менее характерно для пластов с легкой нефтью. n Образование водной блокады - связано с насыщение водными растворами глушения пористой вследствие капиллярной пропитки. В результате чего происходит увеличение водонасыщенности пористой среды призабойной зоны. Увеличение водонасыщенности ведет к снижению фазовой проницаемости нефти и росту обводненности продукции после глушения. Данное явление характерно для низкопроницаемых пластов, в которых влияние капиллярных сил достаточно велико.

Добавки к водным растворам глушения Для снижения негативного влияния водных растворов жидкостей глушения на ФЕС пласта используют различные добавки: Ингибиторы солеотложений; n Ингибиторы коррозии; n Гидрофобизаторы и ингибиторы набухания глин; n Деэмульгаторы. n

Загущенная нефть Использование загущенной нефти позволяет снизить негативное влияние жидкости глушения на ПЗП и получать жидкости глушения плотность меньше 1 г/см 3. Однако при данных преимуществах загущенная нефть имеет ряд существенных недостатков: n n n высокая стоимость жидкости глушения; высокая пожароопастность; сложное регулирование реологических свойств. n В связи с этими недостатками загущенная нефть в качестве жидкости глушения практически не используется. Так как гораздо эффективнее использовать эмульсионные системы.

Обратные эмульсии обладают высокой растворяющей и связывающей способностью по отношению к таким агрессивным газам, как сероводород и углекислый газ. При использовании обратных эмульсий существенно снижается абразивный износ оборудовании. Эти эмульсии не подвержены заражению сульфатвосстанавливающими и другими видами бактерий. ПРИМЕНЕНИЕ ЭМУЛЬСИЙ ОБЕСПЕЧИВАЕТ: – максимальное сохранение коллекторских свойств пласта – минимальные сроки освоения скважин в послеремонтный период – стабильность во времени, а также устойчивость к температурному воздействию – низкое коррозионное и абразивное воздействие на нефтепромысловое оборудование – гидрофобизация порового пространства призабойной зоны пласта – отсутствие отрицательного влияния на подготовку нефти – взрыво-пожаробезопасность.

Расчет плотности жидкости глушения Плотности жидкости для глушения скважин рассчитывается в зависимости от величины пластового давления и расстояния кровли плата, указанных в плане на ремонт скважины. Погрешность в расчетах на кровлю пласта незначительна и составляет менее 0. 1%. Yжг=Кз х (Рпл х 102) / (Н х где: Yжг – плотность жидкости глушения, г/см 3; Рпл – текущее пластовое давление, атм; Кз – коэффициент запаса, равный 1. 10; Н – глубина скважины до кровли пласта

Выбор количества циклов глушения Количество циклов глушения определяется глубиной спуска внутрискважинного оборудования. В один цикл глушатся скважины при следующих условиях: При НКТ, спущенных до интервала перфорации, или находящихся не выше 100 м от него, глушение производится в один цикл (фонтанная скважина или скважина, оборудованная ШГН с хвостовиком до забоя). Скважины, эксплуатируемые в интенсивном режиме, с э. ЦН, установленным выше 100 м от интервала перфорации при условии высокой приемистости скважины и возможности продавки нижерасположенной жидкости в пласт. Обводненность добываемой продукции не превышает 5%. При невозможности проведения глушения в два цикла. При высокой (более 80%) обводненности продукции, когда жидкость под насосом представлена чистой пластовой водой, при условии оставления скважины на отстой для оседания ЖГ. Глушение производится в один цикл, но жидкость глушения берется с завышенной плотностью. В два цикла глушат скважины с насосным оборудованием, расположенным выше 100 м над интервалом перфорации, когда закачка жидкости глушения на поглощение невозможна.

Подготовительные работы перед глушением скважины. n 1. Проверяют наличие циркуляции в скважине и n n n принимают решение о категории ремонта. 2. Определяют величину текущего пластового давления. 3. Рассчитывают требуемую плотность жидкости глушени и определяют необходимое ее количество. 4. Готовят требуемый объем жидкости соответствующей плотности с учетом аварийного запаса, объем которого определяют исходя из геолого-технических условий (но не менее одного объема скважины), 5. Останавливают скважину, производят ее разрядку, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании. 6. Расставляют агрегаты и автоцистерны, производят обвязку оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии давления, превышающего ожидаемое в й, 5 раза. Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном.

Направление глушения Процесс закачки жидкости глушения может производиться в трубное пространство скважины (прямой способ). Данный вариант глушения обладает рядом преимуществ: - меньше затраты времени на глушение - меньше развиваемое агрегатом давление в ходе глушения - нет противодвижения закачиваемой жидкости глушения и всплывающей скажинной жидкости В случаях, когда сбить клапан насоса не удается, глушение производят через затрубное пространство(обратный способ). Так же поступают и в случаях, когда наличие асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в трубном пространстве может привести к закупорке НКТ в случае подачи жидкости в трубки.

Выбор скорости закачки жидкости глушения n В случае высокого пластового давления, когда давлени значительно превышает гидростатическое: Скорость закачки должна быть максимальной, превышающей производительность скважины при условии, что давление при этом не превышает предельно допустимого (по условиям давления опрессовки колонны или кабельного ввода). n В случае нормального и низкого пластового давления давление примерно равно или ниже гидростатического: С целью минимизации забойного давления, снижения объемов поглощения скважинной жидкости пластом, скорость закачки жидкости глушения не должна превышать 10 м 3/час.

Методы глушения скважин Метод уравновешенного пластового давления Метод ступенчатого глушения

Метод уравновешенного пластового давления Данный метод предусматривает обеспечение постоянства забойного давления, превышающего пластовое, на протяжении всего процесса глушения. При использовании данного метода поступление флюида из пласта приостанавливают и предотвращают возможность его появления, пока скважина не будет полностью заглушена.

Метод уравновешенного пластового давления Имеется 4 способа осуществления данного метода: 1. Способ непрерывного глушения скважин 2. Способ ожидания и утяжеления 3. Способ двухстадийного глушения скважины 4. Двухстадийный, растянутый способ

Способ непрерывного глушения скважин При этом способе процесс вымыва и глушения начинают вести сразу на растворе с плотностью, необходимой для выполнения условия – Рзаб > Рпласт. При этом способе в скважине возникают наиболее низкие давления, следовательно, он наиболее безопасен. Данный способ обеспечивает минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением, а при достаточно интенсивном утяжелении бурового раствора – наиболее низкие давления в колонне при глушении. В следствии этого данный способ наиболее безопасный, но в то же время и наиболее сложный для обучения из-за необходимости построения графиков давления в бурильных трубах.

Способ непрерывного глушения скважин Операция 1 – стабилизация давления (остановка насосов и закрытие скважины для стабилизации давления) Операция 2 – расчет технологических параметров глушения скважины, а именно плотность бурового раствора, начальное и конечное давление глушения скважины) Операция 3 – начало циркуляции бурового раствора, т. е. постоянную подачу раствора по штангам к буровому инструменту и выход отработанного бурового раствора с частицами выбуренной породы в точке входа или выхода. Операция 4 – утяжеление циркулирующего бурового раствора Операция 5 – определение и контроль давления в бурильных трубах (если давление то прикрыть штуцер, если повышается – приоткрыть) Операция 6 – Промывка скважины после глушения

Способ ожидания и утяжеления После обнаружения проявления закрывают скважину и приступают к приготовлению раствора необходимой плотности и требуемого объема. Во время приготовления раствора держат постоянным давление в бурильных трубах. Преимущество этого способа над предыдущим заключается в том, что мы можем приготовить раствор одинаковой плотности инструмента, так как скважина остается без циркуляции. Недостатком этого метода является необходимость правильного регулирования давления всплывающей пачки флюида, т. е. чтобы давления не превысили допускаемых оборудованием, а также возможен прихват бурильного

Способ ожидания и утяжеления Данный способ весьма опасен, поскольку всплывающий по затрубному пространству газ создает на устье скважины избыточное давление, что может привести к разрыву колонны или гидроразрыву пластов. Кроме того, скважина на какой то момент остается без циркуляции, что повышает вероятность прихвата бурильной колонны.

Способ двухстадийного глушения скважины Вначале промывают скважину с противодействием в целях ее очистки от пластовых флюидов – стадия вымыва пластового флюида. Затем останавливают циркуляцию, увеличивают плотность бурового раствора в запасных емкостях и глушат скважину. Этот способ относительно безопасен, не требует построения графиков давления и нуждается в минимуме расчетов. Однако недостатком является то, что в колонне создаются наибольшие давления.

Способ двухстадийного глушения скважины Операция 1 – Стабилизация давления Операция 2 – Вымыв пластовых флюидов из скважины (газа, нефти, воды) Операция 3 – Определение избыточного давления после вымыва пластовых флюидов (оно должно равняться первоначальному избыточному давлению в бурильной колонне) Операция 4 – определение плотности бурового раствора Операция 5 – Утяжеление бурового раствора (утяжелить имеющийся в емкостях буровой раствр) Операция 6 – произвести закачку утяжеленного бурового раствора и глушение скважины при постоянном давлении в колонне. Операция 7 – Промывка скважины после глушения

Двухстадийный, растянутый способ Промывают скважину с противодавлением для очистки бурового раствора от пластовых флюидов, а затем постепенно увеличивают плотность циркулирующего бурового раствора без прекращения циркуляции. Этот способ используется крайне редко, так как обладает недостатками трех вышеперечисленных способов и применяется при отсутствии нужных для приготовления раствора емкостей.

Метод ступенчатого глушения Данный метод используется при глушении в скважинах лишь в тех случаях, когда при закрытии скважины или в процессе ее глушения давление в обсадной колонне превышает допустимое.

Метод ступенчатого глушения Операция 1 – попытка стабилизации в обсадной колонне, начало циркуляции и запись исходных параметров. Операция 2 – Определение гидравлического сопротивления Операция 3 – утяжеление циркулирующего бурового раствора до выбранной плотности Операция 4 – определение давления циркуляции Операция 5 – снижение давления в бурильных трубах Операция 6 – частичное глушение Операция 7 – Попытка стабилизировать давление в колонне ниже максимально допустимого; применение дополнительных мер интенсификации глушения; повышение подачи насосов при подходе газа к устью Операция 8 – контроль результатов глушения первой ступени Операция 9 – проведение дополнительных мер по интенсификации глушения скважин

Негативные последствия глушения скважин n n n Происходит снижение естественной проницаемости коллектора из-за протекания в пласте следующих процессов: поры пласта закупориваются твердыми частицами, проникающими в пласт вместе с жидкостью глушения; в поровом пространстве образуются нерастворимые осадки в результате взаимодействия жидкости глушения и пластовых флюидов; в пласте образуются стойкие водонефтяные эмульсии; возникает эффект «водной блокады» , обусловленный увеличением водонасыщенности пород ПЗП вследствие капиллярных и поверхностных явлений. Особенно сильно этот эффект проявляется в гидрофильных коллекторах, характерных, например, для Западной Сибири; происходит набухание содержащихся в породе глинистых минералов.

Щадящее глушение Метод глушения, главным принципом которого является максимальное сохранение коллекторских свойств пласта. В результате скважина быстрее выходит на режим после глушения и увеличивается ее дебит.

Оборудование n Насосный агрегат ЦА – 320 n Автоцистерна промысловая БМ 700 n Технологическая емкость

Насосный агрегат ЦА – 320 n Агрегаты цементировочные типа АНЦ предназначены для нагнетания рабочих жидкостей при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ на нефтяных и газовых скважинах.

Емкость технологическая утепленная с электрообогревом ЕТ-10 ШУЭ-02. n Предназначена для выполнения работ при текущем и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин