Проведение процесса глушения.

·        Глушение скважины осуществляется заменой  скважинной жидкости на жидкость глушения. Глушение скважины допускается при пол­ной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости не до­пустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляют при ее прокачивании на поглощение.

·        Глушение фонтанных (газлифтных) и нагне­тательных скважин производят закачиванием жидко­сти глушения методом прямой или обратной промыв­ки эксплуатационной колонны до выхода циркуляци­онной жидкости на поверхность и выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков для обес­печения необходимого противодавления на пласт. По истечении 1—2 ч при отсутствии переливов и выхода газа скважина считается заглушенной.

·        Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, при необходимости производят в два и более приемов после остановки скважинного насоса и сби­вания циркуляционного клапана. Жидкость глушения закачивают через НКТ и межтрубное пространство до появления ее на поверхности. Закрывают задвижку и закачивают в пласт расчетный объем жидкости, рав­ный объему эксплуатационной колонны от уровня подвески насоса до забоя.

·        В скважинах с низкой приемистостью плас­тов глушение производят в два этапа. Вначале жид­кость глушения замещают до глубины установки на­соса, а затем через расчетное время повторяют глушение. Расчетное время Т определяют по формуле Т = H/v, где Н — расстояние от приема насоса до забоя скважины, м; v — скорость замещения жидко­стей, м/с (ориентировочно можно принять 0,04 м/с).

·        При глушении скважин, которые можно глу­шить в один цикл и в которых возможны нефтегазопроявления, буферную жидкость необходимо закачать в межтрубное пространство вслед за порцией жидко­сти глушения, равной объему лифтового оборудова­ния. Дальнейшие операции по глушению производят согласно принятой на предприятии технологии.

·        В случае глушения скважин с высоким газо­вым фактором и большим интервалом перфорации при поглощении жидкости глушения в высокопроницаемых интервалах предусматривают закачку в зону филь­тра буферной пачки загущенной жидкости глушения или ВУС. При интенсивном поглощении используют нефтеводокислоторастворимые наполнители-кольмананты с последующим восстановлением проницаемо­сти ПЗП.

При обнаружении нефтегазопроявлений не­обходимо закрыть противовыбросовое оборудование, а бригада должна действовать в соответствии с пла­ном ликвидации аварий. Возобновление работ разре­шается руководителем предприятия после ликвидации нефтегазопроявления и принятия мер по предупреж­дению его повторения.

Определение плотности жидкости глушения.

            Плотности жидкости для глушения скважин рассчитывается в зависимости от величины пластового давления и расстояния до ВНК по вертикали (в практике работ до кровли пласта), 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 9.81)                                     (формула 1)

 

            где:     Yжг     - плотность жидкости глушения, г/см3;

                        Рпл     - текущее пластовое давление, атм;

                        Кз        - коэффициент запаса, равный 1.10;

                        Н         - глубина скважины до кровли пласта или ВНК, м.

 

            Коэффициент запаса (величиной 10 от расчетной плотности жидкости глушения) предусматривается для создания противодавления на пласт в целях предотвращения самоизлива скважины - от непредвиденных и неконтролируемых факторов во время ремонта скважины, а также недостаточной точности замера пластового давления.

·         Для скважин с обводненностью продукции 80% и более и газовым фактором не более 100 м3/м3 допускается уменьшение коэффициента запаса 5%.

·         Для скважин, в которых вскрыто несколько пластов с разными пластовыми давлениями  и расстоянием между ними более 50 м, в расчетах принимается величина расстояния до кровли пласта (ВНК) с более высоким пластовым давлением. При этом для предотвращения поглощения жидкости пластом с меньшим пластовым давлением, первый объем жидкости глушения (3-5 м3) должен быть загущен полиакриламидом или КМЦ.

·         При отсутствии достоверных данных о текущем пластовом давлении, не позднее, чем за трое суток до ремонта скважины оно должно быть определено.

·         На скважинах механизированного фонда (не с аномально низким пластовым давлением) - с помощью избыточного давления, которое замеряется после полной замены скважинной жидкости жидкостью глушения или промывочной и отстоя скважины в течение не менее 24 часов. Текущее пластовое давление, при этом, рассчитывается по формуле:

 

Рпл = ((НхYжг)/10)+Ризб                                                 (формула 2)

 

где:     Ризб - избыточное давление на устье скважины, атм.

 

·         На фонтанных скважинах текущее пластовое давление замеряется глубинным манометром.

·         Для глушения, в ОАО "Томскнефть" ВНК, используются следующие жидкости глушения:

2

Вид жидкости глушения	Плотность, г/см3
Сеноманская вода Пластовая вода Раствор хлористого натрия Раствор Хлористого кальция	До 1.03 1.01 – 1.05 1.05 – 1.18 1.18 – 1.30

 

·         Количество реагента (NaCl, CaCl2), требующегося для приготовления необходимого объема жидкости глушения определенной плотности, рассчитывается по формуле:

 

Мр=(Yр х (Yжг-Yв)хVр х 10)/(Yр-Yв)                            (формула 3)

 

где:     Мр       - количество реагента, кг;

                        Yр       - удельный вес реагента, г/см3

                        Yжг     - удельный вес жидкости глушения, г/см3

Yв       - удельный вес воды, используемой для приготовления

              жидкости глушения, г/см3

Y         - требуемый объем жидкости глушения, м3

 

            Удельные веса        NaCl   -           2,15 г/cм3
(2 150 кг/м3)

                                                CaCl2 -           2,20 г/см3 (2 200 кг/м3)

 

·         Не допускается отклонение величины плотности жидкости глушения от расчетной более чем на + 0.02 г/см3.