Регион: Москва

Независимый нефтегазовый Портал




  • <
  • 1
  • >

Глушение скважин

Основное предназначение жидкости глушения заключается в обеспечении необходимого противодавления на продуктивный пласт, исключающего ее самопроизвольный выброс и гарантирующего сохранение коллекторских свойств прискважинной зоны.

Жидкости глушения необходимы для глушения скважин как в бурении, так и при капитальном (текущем) ремонте скважин (ТКРС). Это необходимо для создания достаточного противодавления на пласт, при котором поступление флюида из коллектора исключено. Раствор глушения как правило представляет собой соляной раствор либо пресную воду. Раствор глушения для ТКРС может быть на водной или нефтяной основе.

Общая информация о глушении

При проведении некоторых работ по ТКРС используется жидкость, циркулирующая в скважине. При бурении раствор выносит шлам, охлаждает долото и поддерживает стенки ствола скважины до установки обсадной колонны.

При ТКРС циркулирующая жидкость может выносить песок из скважины, предотвращать выбросы, и обеспечивать гидравлическую мощность для скважинных приборов, а также выполнять функцию бурового раствора. Обрушивающиеся частицы закупоривают тонкие каналы, ухудшая проницаемость породы, поэтому нефть и газ уже не могут с легкостью проникать в скважину. Жидкость оказывает давление на боковые стенки ствола скважины, точно так же как и вода в пластиковом бассейне давит на его боковые стенки изнутри.

Бригады ТКРС часто используют пластовую соленую воду, так как она имеется в наличии и не наносит повреждения пласту. В то время как другие жидкости могут привести к обрушению частиц пород со стенок ствола. В качестве добавок могут служить сульфат бария (барит) и глина. Добавление измельченной глины увеличивает вязкость жидкости, т.е. заставляет ее течь медленнее. Частицы глины также обволакивают или «зашпаклевывают» стенки ствола скважины, как шпаклевка для отделочных работ.

Классификация жидкостей глушения

GS-001.png

В идеале, для проведения ремонта (КРС) скважину не нужно глушить. Если бы изначально колонна для освоения позволяла бы изолировать ствол скважины ниже пакера с помощью пробки, спускаемой на кабеле, тогда НКТ выше пакера можно было бы заменить без нарушения пласта. Это называется КРС верхней части ствола. В качестве альтернативного варианта для капремонта скважины под давлением можно использовать колтюбинг (гибкие трубы) или специальные установки для спуско-подъемных операций под давлением. В этих случаях продуктивный пласт не будет подвержен потенциальному повреждению глушением скважины.

Однако, часто скважину приходится глушить, и здесь важность пачек глушения выходит на первый план. Чтобы заглушить скважину, необходимо закачать в скважину жидкость с более высоким гидростатическим давлением, чем пластовое давление. Так как скважина проектировалась для того, чтобы добывать нефть, перфорации или освоение с открытым стволом должны иметь проницаемость, чтобы жидкость проникала в пласт. Хорошая жидкость для КРС должна быть отфильтрованной и не содержать твердой фазы. Поэтому она не должна образовывать фильтрационную корку и уходить быстро в пласт. Для предотвращения поглощения жидкости в пласт используют пачки глушения. Неэффективная пачка глушения не только создаст потенциальные проблемы с контролем НГВП, но также может повредить перфорации и пласту, закупоривая их нерастворимыми твердыми частицами.

Пачка глушения (или любой химический реагент в составе жидкости) для ТКРС должны извлекаться обратно после проведения ТКРС, когда скважину обратно переводят в режим эксплуатации. Или он должен разрушаться потоком углеводородов или обработкой водой или кислотой. Любые твердые инородные частицы в составе жидкости для ТКРС несут опасность остаться навсегда в пласте. Коллекторы с широким диапазоном проницаемости особенно подвержены неэффективной очистке. По возможности скважина не должна глушиться задавливанием в пласт содержимого НКТ, так как при этом вся грязь и отложения внутрри НКТ проникнут в пласт, нанося непоправимый вред пласту-коллектору.

Скважины с низким коэффициентом продуктивности (Кпрод) более подвержены повреждению, чем скважины с высоким Кпрод. Для глушения этих скважин требуются специальные пачки глушения, чтобы не снижать поглощение до эксплуатационно приемлемого уровня, но предотвращать повреждение.

Технические средства для глушения скважин

Расстановка и монтаж оборудования

Агрегаты должны быть расстановлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью. Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны и расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Выхлопные трубы должны быть оборудованы глушителями и искрогасителями. Не допускается установка агрегата под линии электропередач. Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными устройствами заводского изготовления и манометрами. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.

Расстановка наземного оборудования при глушении скважин.

GS-002.png 

Монтаж нагнетательного трубопровода должен производиться из труб и стальных шарнирных соединений высокого давления. Трубы нагнетательной линии раскладываются от насосных агрегатов к устью скважины:

  • В местах соединений производится их укладка на деревянные выкладки;
  • 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;
  • Для возможности сборки линий в различных плоскостях в отношении труб друг к другу применяются стальные шарнирные соединения высокого давления, соединение которых с трубами аналогична приведенному выше.

Схема быстроразъёмного соединения.

GS-003.png

Испытание на герметичность

После сборки линий производится испытание линий на герметичность:

  • Закрывается задвижка на фонтанной арматуре;
  • Удаляется персонал из опасной зоны;
  • По команде руководителя работ начинается нагнетание жидкости в напорные линии до 1,5-кратного значения ожидаемого рабочего давления (указано в плане работ);

Линии считаются герметичными, если в течение 3-х минут давление опрессовки не падает. В случае обнаружения пропусков, давление снизить до атмосферного, произвести устранение пропусков и повторить опрессовку снова.

Закачивание раствора глушения

Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном — в затрубное пространство.

Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным. Прокачивание необходимого объёма жидкости глушения должно быть непрерывным с поддерживанием противодавления жидкости на линии выхода жидкости из скважины в пределах 2-3 МПа. При поглощении жидкости глушения пластом-коллектором необходимо уменьшить противодавление на пласт, регулируя его в диапазонах коэффициента К и снизить противодавление на линии выхода жидкости до минимума, производя глушение на ёмкость.

При закачивании необходимо наблюдать за показаниями манометров и герметичности нагнетательных линий. Не допускается нахождение персонала в зонах близлежащих к нагнетательным линиям.

Если производится глушение в два и более циклов, то скважина закрывается и ставится на отстой на время указанное в плане. Перерыв между циклами глушения должен составлять:

  • Для колонны диаметром 168 мм — не менее 8 ч;
  • Для колонны диаметром 146 мм — не менее 12 ч.

При глушении скважины в 2 цикла (для скважин с глубиной спуска насоса, хвостовика или НКТ, составляющей более половины длины ствола скважины до интервала перфорации) объем жидкости глушения должен быть для первого цикла не менее величины полного объема эксплуатационной колонны от глубины спуска насоса (башмака хвостовика или НКТ) до забоя.

Для второго цикла не менее полного объёма эксплуатационной колонны до глубины спуска насоса или хвостовика с учетом водоизмещения НКТ. Без наличия этого объема на скважине начинать глушение запрещается.

Перед глушением, кроме случаев, связанных с негерметичностью лифтов НКТ, производится сбитие сбивного клапана путём сбрасывания лома.

Объём жидкости глушения для 1-го цикла глушения определяется по формуле:

V1 цикла = (Н — Нгно)*Sэк,

где:

Н - глубина текущего забоя скважины, м;
Нгно - глубина спуска подземного оборудования, м, Sэк — площадь эксплуатационной колонны по внутреннему диаметру, м2.

Объём жидкости глушения для 2-го цикла глушения определяется по формуле:

V2 цикла = (Нгно * Sэк) — Vводоизм,

где:

Vводоизм — водоизмещение НКТ.

Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины.

Замер плотности жидкости глушения

Контроль плотности раствора является неотъемлемой частью процесса глушения скважин. Для замера плотности используется ареометр. Чтобы замерить плотность с помощью ареометра необходимо:

  • Произвести отбор пробы жидкости глушения, заполнить ведерко водой;
  • Отвернуть нижнюю часть ареометра;
  • Налить в нее пробу;
  • Соединить верхнюю и нижнюю часть ареометра;
  • Опустить ареометр в ведерко;
  • Определить по риске погружения на шкале прибора плотность жидкости глушения;

Плотность жидкости глушения должна соответствовать плотности, указанной в согласованном плане работ.

Стравливание давления из скважины

Стравливание давления после окончания глушения происходит по следующей последовательности:

  • Останавливается скважина.
  • На всех задвижках промывочного оборудования необходимо проверить наличие надписей с указанием направления открытия или закрытия задвижки.
  • Производится разрядка скважины открытием задвижки.
  • Проверяется исправность запорной арматуры.
  • Открытие задвижки осуществляется вращением (поворотом) штурвала в направлении указанном на штурвале (в основных случаях — в направлении против часовой стрелки).

После того как скважина заглушена (давление в трубном и затрубном пространстве равны нулю), можно приступать к монтажу подъёмного агрегата и к самому ремонту скважины.