Что такое разрядка скважины

Легко ли добыть нефть. Как заглушить скважину. Часть 3.

Перед глушением скважины следует произведи расчёт нужного объема жидкости глушения. Он равен полному объему скважины – объем скважинного оборудования + коэффицент запаса, равный десяти процентам. Под объемом скважинного оборудования понимается объем, который вытесняется металлом НКТ и штанг (при наличии ШСНУ). Объем ЭЦН, кабеля обычно не учитывается.

При расположении насоса выше 100-150 метров глушение проводят в два цикла. Это проводится для того, чтобы жидкость, которую закачивают в скважину, смогла осесть на забой. Иначе там останется нефтегазовая пачка, которую рано или поздно выбросит наружу во время ремонта.
Объем первого цикла по большинству регламентов равен объему затрубного пространства от приема насоса до устья. Исключение только регламент Славнефти. Я не знаю, какой там проектный институт разрабатывал его, но там прописан реальный бред. Объем первого цикла, согласно ему, составляет только объем скважины, которая находится под насосом. Даже без учета объёма трубы. При этом неважно, куда закачивать – в НКТ или затруб. И в результате могли глушения проходить так: закачать первый цикл 7 м3, техотстой 23 часа, потом закачать 40 м3. Много было скандалов по поводу объемов и времени техотстоя, я знаю, что негласно начали глушить по-другому, как ГПН, не знаю только, внесли ли они изменения в техрегламент.
После того, как закачан объем первого цикла скважина ставится на техотстой. Его время зависит от расстояния от приема насоса до забоя. Не смотря на то, что разные жидкости опускаются с различной скоростью, берется усредненное время согласно РД 153-39-023-97 «Правила ведения ремонтных работ в скважинах», которое составляет 0,04 м/сек, 144 метра в час. То есть, ели от насоса до забоя 300 метров, то время техостоя составляет чуть больше двух часов, после чего закачивают весь оставшийся объем.

Многоциклично глушат скважины после консервации или после бурения. Обычно во время консервации и после бурения в скважине оставляют порядка пятиста метров НКТ с воронкой. Объем цикла берется полный объем затруба и НКТ на расстоянии спущенной трубы. Например, если колонна 168 мм, а труба 73 мм, этот объем примерно будет 5 м3. Закачивают первый цикл, и скважина ставится на техотстой, время которого равно времени осаждения жидкости на глубину, равную длинне спущенной трубы. Т. е. если спущено пятьсот метров, то время техотстоя составит почти 3,5 часа, обычно его округляют (500/144=3,47). Затем повторяют второй цикл такого же объема и такой же продолжительности техотстоя. И это будет повторяться столько времени, пока жидкость первого цикла не достигнет забоя. Т. е., если глубина скважины 3000 метров, спущено около 500 метров, то будет шесть циклов с 3,5 часами техотстоя.

Теперь разберемся, куда глушить. По умолчанию глушение всегда производится в НКТ. Во-первых, это ускоряет глушение, во-вторых, создается меньшее давление, к которому наиболее критичен кабельный ввод, в-третьих, отсутствие противодвижения жидкостей: закачиваемой ЖГ и всплывающей скважинной жидкостью. Глушение в НКТ называется прямым.
Но в некоторых случаях делают обратное глушение – в затруб. Оно проводится в том случае, когда не удалось открыть сбивной клапан, когда трубы забиты АСПО, либо при некоторых видах ремонта, например, замена кабельного ввода с контрольным замером изоляции (КЗИ).

Теперь вкратце опишу порядок глушения. Перед глушением необходимо разрядить скважину. Обычно это делают в дренажную емкость АГЗУ (автоматическая групповая замерная установка), но если оператора не дождаться – стравливают и сами. Затем собирают линию, в которой ставят фильтр, обратный клапан и кран высокого давления (КВД). В реальности ставят только КВД. Затем опрессовывают линию на полуторократное ожидаемое давление. И начинают качать.

Разрядка скважины. Вариант узбекских распиздяев

Если на конце трубы находится воронка – нет никаких проблем. Другое дело, когда находится ЭЦН и пакер. Кака я уже писал, в комплектацию ЭЦН всегда входит обратный клапан, который закрывается при движении жидкости сверху вниз, от устья к забою, что и происходит при прямом глушении. Поэтому в комплект ЭЦН также входит сбивной клапан, который еще называется сливной муфтой. Он состоит из корпуса в виде муфты и специального латунного штуцера, который вворачивается в корпус муфты. Перед глушением в скважину сбрасывают специальный сбивной ломик, которые движется по трубам, набирает скорость и ломает штуцер по выточкам, в результате чего происходит соединение трубы и затруба.

Сбивной клапан с ввернутым штуцером

Если клапан не удалось сбить, то в трубы сбрасывают (спускают на проволоке лебедкой) перфоратор НКТ. Он срабатывает от давления в трубах, которое устанавливается соответствующее гидростатическому на заданной глубине. Наконечник закреплен шпилькой, при росте давления шпилька срезается, под давлением наконечник из твердосплавного материала конуса-пробойника с скоростью выдвигается и из пробивает трубу.

Перфоратор на пригрузе. На втором фото виден наконечник пробойника

Другой вариант – использование мандрелей и циркуляционных клапанов. Под мандрелью понимается скважинная камера, которая входит в состав НКТ. В мандрели находится боковой карман, где размещают различное внутрискважинное оборудование. Оно спускается туда на специальном инструменте – экстракторе. Изначально мандрель разрабатывалась для спуска газлифтных клапанов, но оказалось настолько удобным, что начали применять и для размещения других инструментов, например, циркуляционных клапанов.

Они работают по-разному, например, от скидывания в них металлического шарика, избыточного давления в НКТ, открытия с помощью экстрактора и пр. Особенно часто мандрели применяются в компоновках с пакером. Например, в скважинах ППД, или компоновке ЭЦН+пакер. Глушение скважин с пакером имеет свои особенности. Дело в том, что пакер разделяет трубное и затрубное пространство. Затруб имеет нулевое давление, а под пакорм давление избыточное. Поэтому после срыва пакера жидкость и газ могут сразу устремляться в затруб и просиходит выброс. Да и сорвать пакер невозможно, так как из трубок идет газожидкостная смесь. Поэтому сначала глушат трубки, для чего прокачивают объем НКТ и подпакерного пространства скважины. Для этого жидкость продавливают на пласт, оно, порой, бывает куда больше сотни атмосфер. После чего срывают пакер и глушат в затруб. Но если есть мандрель над пакером, после глушения в НКТ открывают циркуляционный клапан, прокачивают объем затруба и можно безопасно срывать пакер

Источник

Глушение скважины

Глушение скважин – это технологический процесс, в результате которого создается противодавление на пласт и прекращается добыча пластового флюида.
Для глушения скважин используют жидкости с плотностью, обеспечивающей создания необходимого противодавления на пласт.
Жидкость для глушения должна обладать определенными физико-химическими свойствами, соответствующими конкретным условиям: быть химически инертной к породе, коллектору; 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.
Кроме того, все жидкости должны быть взрывопожаробезопасными и нетоксичными, высокотехнологичными в приготовлении и использовании.

При глушение скважины в затрубное пространство при расчётной производительности агрегатов закачивается жидкость глушения.
При этом для создания заданной репрессии на пласт создаётся противодавление на устье с помощью регулируемого штуцера, 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.
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.
После выхода на поверхность штуцер должен быть полностью открыт и дальнейшую прокачку следует вести при установившемся давление в затрубном пространстве, вплоть до вымыва раствора.

Для глушения используется широкий спектр флюидов, рассолы (KCl, NaClи др.), эмульсионные растворы, сырую нефть, дизельное топливо, метанолы, природный газ, пену и воздух.

Источник

ТЕХНОЛОГИИ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН

Под технологическим процессом глушения следует подразумевать комплекс мероприятий по выбору жидкостей глушения, обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение ремонтных работ, их приготовлению и закачке в скважину.

Глушение скважин жидкостью выполняют для создания противодавления на пласт с целью предотвращения открытого фонтанирования, выбросов нефти, газа при снятии устьевого оборудования и подъеме труб из скважины. При проведении процесса глушения производится замена скважинной жидкости на жидкость глушения. Глушение скважин допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции.

Работа по глушению скважины производится под руководством мастера бригады, либо ответственного за выполнение работ специалиста УПНП и РС согласно плану работ, утвержденному главным инженером и заместителем начальника по геологии УПНП и РС.

Для выполнения процесса глушения используется следующее оборудование:

— цементировочный (промывочный) агрегат с манифольдными трубопроводами;

— передвижные, герметичные емкости (автоцистерны);

— емкости для хранения жидкости глушения и долива ее в процессе ремонта скважины;

— передвижная паровая установка ППУ А-1600/100.

Требования к жидкостям глушения

Состав жидкости глушения (ЖГ) должен исключать засорение насосного оборудования при запуске скважины после ремонта в эксплуатацию.

ЖГ, применяемые для глушения скважин нефтяных месторождений, эксплуатируемых РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», должны удовлетворять следующим требованиям:

· обеспечивать необходимую репрессию на пласт;

· не снижать проницаемость призабойной зоны

— быть химически инертной к горным породам, составляющим коллектор, совместимой с пластовыми флюидами и исключающей необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами;

— фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание;

— не образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода;

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

· оказывать минимальное коррозионное и абразивное действие на ремонтное и эксплуатационное оборудование (скорость коррозии стали не должна превышать 0,10-0,12 мм/год);

· быть не токсичной и не взрывоопасной (класс опасности – не выше 3);

· быть термостабильной при высоких температурах и морозоустойчивой в зимних условиях, не дорогой и не дефицитной.

· быть технологичной в приготовлении и использовании, технологические свойства (плотность, наличие твердых частиц) ее должны регулироваться.

Раствор хлористого натрия в качестве ЖГ применять не желательно, т.к. он коррозионно активен.

Для снижения отрицательного воздействия ЖГ на пласт необходимо не допускать загрязнения растворов при транспортировке и закачке в скважину.

Плотность ЖГ должна определяться из расчета создания столбом жидкости давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину:

— 10-15% для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1,5 МПа;

— 5-10% для скважин глубиной до 2500 м, но не более 2,5 МПа;

— 4-7% для скважин глубиной более 2500 м, но не более 3,5 МПа.

Расчет плотности ЖГ следует производить по нижеуказанной формуле:

/1/

Р_пл – пластовое давление на уровне верхнего отверстия интервала перфорации, МПа;

П – коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта, выбирается в соответствии с таблицей Б.1 приложения Б;

h – глубина по вертикали от устья скважины до кровли интервала перфорации или открытого ствола, м;

α – средний угол наклона (от вертикали) по стволу скважины, град.

В качестве жидкостей глушения следует применять:

– пресную, техническую и пластовую воду;

– водные растворы СаСl₂;

– тяжелые жидкости глушения плотностью более 1400 кг/м 3 (КТЖ-1600, КТЖ 1600+Х, бромиды кальция, или аналоги).

– глинистые растворы с низкой водоотдачей;

специальные жидкости глушения:

– пластовую воду с добавками ПАВ с плотностью от 1000 до 1200 кг/м 3 ;

— водные растворы КМЦ;

— полисахаридные жидкости глушения (ПСЖГ).

Выбор технологии глушения

Все скважины в зависимости от величины пластового давления делятся на категории:

— I категория – скважины с пластовым давлением больше давления

статического столба скважинного флюида или равным ему;

Глушение скважин производится следующими способами:

Процесс глушения следует выполнять, руководствуясь следующими положениями:

— Скважины с аномально низкими пластовыми давлениями (при статическом уровне ниже 500 м) и газовым фактором до 200 м 3 /м 3 глушить не рекомендуется.

— Скважины с аномально низким пластовым давлением и газовым фактором более 200 м 3 /м 3 следует глушить дегазированной нефтью.

— Глушение скважин с градиентом давления 3 /сут при депрессии 5 МПа, при глушении скважин I категории, также скважин, эксплуатирующихся ШГН, работы по глушению выполняются циклами на замещение.

Нагнетательные скважины с высокой приемистостью и фонтанные скважины с К_пр>10м 3 /сут·МПа следует глушить на поглощение.

Нагнетательные и фонтанные скважины с К_пр 3 /сут·МПа должны глушиться на циркуляцию.

1.Подготовительные работы:

1.1 Проверить герметичность устьевого оборудования и фланцевых соединений;

1.2 Определить величину текущего пластового давления;

1.3 Зафиксировать все основные параметры работы скважины (в соответствии с приложением Д):

1.4 Определить необходимое количество жидкости глушения:

V= V_{НКТвнут} + (V_{э/к внут до НКТ} – V_{НКТнаруж}) + V_{э/к внутр ниже НКТ},м 3 /2/

где: V_{НКТвнут} – внутренний объем НКТ, рассчитывается по формуле:

r_{в нкт} – внутренний радиус НКТ, м;

H_нкт – глубина спуска НКТ, м;

(V_{э/к внут до НКТ} – V_{НКТнаруж}) – объем жидкости в затрубном пространстве;

V_{э/к внут до НКТ} – внутренний объем эксплуатационной колонны до глубины спуска НКТ:

где: r_э/к – внутренний радиус эксплуатационной колонны, м;

V_{НКТ наруж}—наружный объем НКТ, рассчитывается по формуле:

где: r_{н нкт} – наружный радиус НКТ, м;

V_{э/к внутр ниже НКТ}–объем жидкости ниже спуска НКТ, рассчитывается по формуле:

где: H_т.з. – текущий забой, м.

1.5 Произвести расчет плотности жидкости глушения (согласно п. 7.5).

1.6 Приготовить требуемый объем жидкости соответствующейплотности с учетом аварийного запаса, объем которого определяют из геолого-технических условий.

1.6.1 Для скважин I категории объем аварийного запаса жидкости долива принимается равным 15% объема скважины.

1.6.2 Для скважин II категории объем аварийного запаса выбирается в зависимости от проводимых на скважине работ в процессе ремонта. Если работы связаны с воздействием на призабойную зону пласта с применением кислоты, то аварийный запас берется равным 5 % объема скважины.

1.7 Создаваемое давление при глушении скважины не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны, а в случаях негерметичности колонной головки и наличии связи колонного и межколонного пространства не должно превышать давления опрессовки технической колонны. При глушении всех скважин в межколонном пространстве должно контролироваться давление.

1.8 Перед началом глушения всю систему обвязки нагнетательных трубопроводов следует опрессовать на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

1.9 Нагнетательную линию следует оборудовать обратным клапаном.

1.10 Трубное и затрубное пространства необходимо оборудовать манометрами, произвести замеры буферного давления. Замеры буферного давления в скважине производятся в течение 2-3 ч с момента герметизации скважины.

1.11 Произвести разрядку скважины. Разрядка может производиться в разряженную до атмосферного давления нефтелинию или до давления в ней. Допускается разрядка скважины на технологическую емкость с применением жесткой линии.

2. Заключительные работы:

2.1 Демонтаж оборудования.

2.2 Сборка устьевого оборудования.

2.3 Пуск скважины в работу.

Источник

Особенности глушения скважин в условиях трещинно-поровых карбонатных коллекторов Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения

25 Января 2018 Ю.В. Овчаренко, Р.Р. Гумеров, к.т.н., И.Ш. Базыров, А.М. Кунакова, к.х.н., Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), Д.В. Мардашов, к.т.н., А.С. Гунькин, В.А. Легкоконец (Санкт-Петербургский горный университет)

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

Восточный участок Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, представленный трещинно-поровыми коллекторами, характеризуется сложными геологическими и технологическими условиями:
– наличие зон с разуплотнениями и разломами;
– аномально низкое пластовое давление; невосстановленное пластовое давление в зоне забоя скважины;
– высокий газовый фактор;
– высокое содержание сероводорода в добываемой продукции;
– протяженный открытый горизонтальный участок ствола скважины в продуктивном пласте;
– оборудование скважин забойными пакерами;
– проведение кислотных гидроразрывов пласта и солянокислотных обработок.
В таких сложных условиях при глушении скважин основной задачей является контроль поглощений. Для снижения поглощений при ремонте скважин используются два основных физических принципа: повышение вязкости блокирующей жидкости глушения (БЖГ) и кольматация пор и каналов фильтрации твердыми частицами. Эти принципы реализованы в БЖГ, представляющих собой гелированные водные растворы, эмульсии и дисперсные системы с твердой (суспензии) или газовой (афроны) фазой [1, 2]. Расчет напряженного состояния породы в прискважинной зоне на основе геомеханического моделирования может внести значительный вклад в оптимизацию процессов глушения [3–5].

Анализ эффективности глушения скважин

В рассматриваемой скважине преобладают трещины I типа. Результаты анализа активности трещины I типа при работе скважины на депрессии (в условиях динамики) и после глушения скважины (в условиях статики) представлены на рис. 1. Если взаимосвязь нормального и сдвигового напряжений превышает так называемую линию минимального сопротивления «сухого трения» для горной породы в интервале целевого пласта, то в данной области трещина испытывает перемещения по поверхности и вследствие возникающих растягивающих деформаций становится проводящей. Как видно из рис. 1, опорные точки располагаются ниже прямой как при работе скважины на депрессии, так и в процессе ее глушения. Следовательно, трещина I типа в скв. 1007-1 не переходит в активное проводящее состояние в рассматриваемом диапазоне забойных давлений.

Рис. 2. Диаграмма напряженного состояния трещины типа II в процессе эксплуата-
ции (а), простоя (б) и глушения (в) скважины

Источник

Разрядка скважины через АГЗУ

В

Технологическом блоке установлен переключатель скважин многоходовой (ПСМ) 1, к которому через нижний ряд задвижек 2 подводится продукция добывающих скважин. Автоматическое переключение ПСМ производится при помощи гидропривода 3.

Система задвижек верхнего ряда 4 позволяет направлять продукцию скважин по байпасу 5 в сборный коллектор 6, минуя ПСМ, т.е. без замера. Для разрядки байпасной линии предусмотрена дренажная линия 7, выведенная в канализационный колодец либо в дренажную емкость.

Основным элементом установки является емкость сепарационная 8, оснащенная контрольно-измерительными приборами 9 и пружинным предохранительным клапаном (СППК) 10. На выходе газа из ёмкости устанавливается газовая заслонка 11, а на трубопроводе выхода жидкости — счетчик ТОР 12 и регулятор расхода 13.

Для сброса грязи из емкости предусмотрена грязевая линия 16, а для слива жидкости — линия разрядки 14, выведенная в канализационный колодец, либо в дренажную емкость.

Пуск УЭЦН

Запуск и вывод УЭЦН на постоянный режим работы производятся под контролем мастера по добыче нефти и газа (технолога) пусковой бригадой в составе: оператор по добыче нефти и газа; электромонтер.

Перед запуском установки пусковая бригада обязана:

— ознакомиться с данными о скважине и УЭЦН по записям в эксплуатационном паспорте;

— проверить оснащенность скважины обратным клапаном между затрубным пространством и выкидной линией, патруб­ком для отбивки уровня жидкости в затрубном пространстве, манометрами на буфере, выкидной линии и затрубном про­странстве.

Оператор по добыче нефти и газа с помощью прибора определяет перед запуском статический, а после запуска дина­мический уровни в скважине с записью в эксплуатационном паспорте УЭЦН, проверяет исправность замерной установки и пробоотборника, состояние запорных устройств.

Электромонтер проверяет сопротивление изоляции си­стемы «кабель-двигатель» (не менее 5 МОм), работоспособ­ность станции управления, защиты от замыкания на землю, заземление, фазировку кабеля, производит предварительную настройку защит.

Электромонтер по команде оператора по добыче нефти и газа производит запуск УЭЦН в работу. Правильность враще­ния установки проверяется по величине подачи насоса, буфер­ного давления, рабочего тока электромонтером и оператором совместно.

Подача УЭЦН на выкиде скважины должна появиться за определенное время после запуска в зависимости от типо­размера установки, диаметра НКТ и статического уровня при минимальной производительности насоса, ниже которой экс­плуатация УЭЦН запрещается.

После появления подачи на устье производится опрессовка НКТ на герметичность, для чего закрывается выкидная задвижка и по достижении буферного давления 4,0 МПа уста­новка отключается. При герметичных НКТ и обратном клапане, установленном выше ЭЦН, темп падения буферного давления не должен превышать 10% за одну минуту.

Если НКТ герметичны, установка запускается, и произ­водится вывод ее на нормальный режим работы. При этом замеряется подача (дебит) установки на замерной установке, и производится отбивка уровня жидкости в затрубном про­странстве через каждые 15-30 минут работы в зависимости от типоразмера установки.

В процессе откачки жидкости глушения оператор произ­водит отбор пробы жидкости на содержание в ней КВЧ. При необходимости с помощью штуцера на выкиде скважины про­изводится регулирование подачи установки как в процессе 4 вывода на режим, так и после него.

Установка считается выведенной на нормальный режим, если ее производительность соответствует оптимальной зоне рабочей характеристики насоса, динамический уровень стаби­лизировался, а погружение насоса под уровень обеспечивает содержание свободного газа в откачиваемой жидкости не более 25% без газосепаратора и 25-50% с газосепаратором.

При выводе на режим УЭЦН возможны следующие основ­ные осложнения:

Источник