Menu

Технології глушіння свердловин

Рідину глушіння готують біля свердловини або централізовано.

Ланка з глушіння виконує наливання, зливання, транспортування рідин для глушіння, їх закачування, збирання і розбирання нагнітальних ліній для глушіння, збирання і розбирання викидних ліній, зниження тиску після глушіння.

Перед початком ремонту свердловину зупиняють і глушать, досліджуючи її при цьому на герметичність експлуатаційної і обсадних колон труб за зміною міжколонних тисків.

Нагнітальну свердловину зупиняють за декілька днів до ремонту, щоб забезпечити зниження буферного тиску. Глушать її тоді, коли пластовий тиск перевищує гідростатичний тиск.

Перед глушінням нафтових свердловин повинно бути припинено подавання електроенергії на двигун верстата-качалки або на кабель до свердловинного зануреного електродвигуна. Головка балансира верстата-качалки повинна бути відкинута назад (або відведена в сторону).

Глушіння свердловини допускається за повної або часткової заміни свердловинної рідини з відновленням або без відновлення циркуляції. Якщо часткова заміна свердловинної рідини недопустима, то заповнення колони рідиною глушіння здійснюється під час її прокачування на поглинання.

Спосіб глушіння свердловини вибирається в залежності від експлуатаційних параметрів (газовий фактор, обводненість, приймальність, тиск нагнітання, пластовий тиск) і способу її експлуатації. До спецтехніки для глушіння входить насосний або промивальний агрегат і автоцистерни.

Для вилучення з свердловини пластової рідини з малою густиною застосовують пряму і зворотну циркуляцію рідини. У процесі прямої циркуляції технологічну рідину глушіння закачують по колоні насосно-компресорних труб, а витіснена пластова рідина рухається по кільцевому простору між НКТ і експлуатаційною колоною. У процесі зворотної циркуляції технологічну рідину закачують у кільцевий простір, а витіснена пластова рідина рухається по НКТ.

Промивання з прямою і зворотною циркуляцією забезпечує гарантоване заміщення стовпа пластової рідини тільки до глибини опускання насоса або НКТ. Для заміщення всього об'єму рідини у разі зворотного промивання після появи технологічної рідини на гирлі свердловини, що визначається за періодичними відборами проб з контрольного вентиля, центральну засувку закривають, а закачування технологічної рідини не припиняють. За умови підвищення вибійного тиску закачуваної технологічної рідини порівняно з пластовим тиском стовп рідини, що знаходиться нижче колони промивальних труб або НКТ, буде затиснутим у пласт. Гарантувати повне заміщення всього стовпа пластової рідини на технологічну рідину під час промиванні не можна, тому густину промивальної рідини вибирають такою, щоб протитиск на пласт перевищував пластовий тиск на 5-10%. Відношення протитиску і пластового тиску називають коефіцієнтом запасу.

Глушіння фонтанної, газліфтної і нагнітальної свердловин здійснюється закачуванням рідини глушіння методом прямого (в НКТ) чи зворотного (в затрубний простір) промивання експлуатаційної колони до виходу закачуваної рідини на поверхню за протитиску на виході рідини із свердловини рівному або дещо більшому від статичного тиску на гирлі, та вирівнювання густин вхідного і вихідного потоків. У затрубний простір рідину закачують, в основному, тоді, коли колона НКТ перекрита парафіном, не перевищуючи при цьому допустимий для колони тиск. Після перебігу 1-2 год за відсутності переливання рідини і виходу газу свердловина вважається заглушеною.

Для глушіння газліфтної свердловини, яка обладнана пакером, спочатку за допомогою канатного інструменту відкривають циркуляційний клапан, знижують надлишковий (вище атмосферного) тиск і закачують в НКТ рідину глушіння до виходу її через затрубний простір на поверхню. Потім перекривають затрубний простір і закачують у пласт рідину глушіння, а відтак за відсутності виходу газу або рідини, розгерметизовують свердловину, зривають пакер. Після перебігу 1,5-2 годин відновлюють циркуляцію для виведення нафти, вимитої з підпакерної зони. Піднімання обладнання здійснюється з доливанням у свердловину рідини глушіння.

У разі підвищення тиску в затрубному просторі свердловин, обладнаних пакерами та відсікачами, виникає необхідність глушіння свердловин для запобігання руйнувань експлуатаційної колони з подальшим відкритим фонтаном чи грифоном.

У запакерованих свердловинах глушіння ускладнюється необхідністю гідравлічно сполучити затрубний простір з трубним.

Розглянемо деякі апробовані варіанти глушіння свердловин, які оснащені різним внутрішньосвердловинним обладнанням.

Якщо свердловина обладнана однорядним піднімачем з клапаном-відсікачем і пакером, то глушіння можливе після відкриття циркуляційного клапана. Найбільш складним є випадок, який вимагає тривалої зупинки свердловини під тиском, коли вказаний клапан-відсікач неможливо відкрити з допомогою дистанційного керування. В цьому випадку необхідно опустити через лубрикатор спеціальний інструмент та витягнути клапан-відсікач, попередньо створивши над ним тиск, який приблизно дорівнює пластовому. Якщо неможливо витягнути клапан з допомогою інструменту, який опускають на дроті, наприклад, через стирання заплечиків або заклинювання замкового пристрою клапана-відсікача, то необхідно опустити під тиском труби малого діаметра (48 мм та менше) зі спеціальним пристосуванням для витягування клапана-відсікача.

Якщо свердловина обладнана дворядним піднімачем та пакером, то її можна заглушити створенням циркуляції рідини через центральні труби з виходом у кільцевий простір. Якщо це не вдається, то необхідно використати глибинну лебідку з інструментом, який опускається на канаті, відкрити циркуляційний клапан, забезпечивши тим самим зв'язок між трубним та затрубним просторами. Під час відкривання циркуляційного клапана необхідною умовою опускання інструменту є закриття свердловини для виключення впливу високонапірної протитечії продукції. При цьому гирловий тиск різко підвищується, що (за наявності у свердловині НКТ із звичайними різьовими з'єднинами) може призвести до перетікання газу в затрубний простір. Тому для успішного відкривання циркуляційного клапана необхідно, щоб були висока міцність та герметичність обсадної колони.

У процесі експлуатації свердловин з дворядним піднімачем та пакером можливе порушення герметичності першого ряду і наявність сполучення трубного та затрубного просторів. При цьому глушіння свердловини проводиться описаним вище способом (через другий ряд та циркуляційний клапан). Однак, належить урахувати, що закриття свердловини в подібній ситуації та різке підвищення гирлових тисків може призвести до прориву НКТ першого ряду. Якщо прорив НКТ відбудеться в нижній частині колони піднімальних труб першого ряду, то глушіння свердловини не викликає особливих затруднень. У випадку прориву труб у верхній частині глушіння свердловини ускладнюється. Щоб запобігти виходу з ладу НКТ у процесі експлуатації, необхідно застосовувати труби зі спеціальними високогерметичними з'єднинами і проводити їх своєчасну профілактичну заміну. Доцільно також використовувати НКТ з високогерметичними різьовими з'єднинами, наприклад, типу Батресс, ВАМ і з більшою товщиною стінки (понад 5,5 мм), які витримують 70 МПа надлишкового тиску.

Насосні свердловини, як правило, глушать шляхом закачування рідини на циркуляцію в міжтрубний простір, а об'єм рідини між входом у насос і пластом протискують у пласт.

Для глушіння свердловин, обладнаних ЕВН, циркуляційний клапан збивають, рідину закачують у НКТ до виходу її через затрубний простір. Потім затрубну засувку закривають, а об'єм рідин між входом у насос і пластом протискують у пласт.

Глушіння свердловин, обладнаних ЕВН і ШСН, за необхідності виконують за два і більше заходів. У разі малої приймальності свердловину залишають у спокої на період витіснення свердловинної рідини рідиною глушіння і виконують наступний цикл глушіння. Якщо приймальність пласта відсутня, то після заміни об'єму рідини від гирла до входу в насос свердловину закривають і очікують, поки не відбудеться заміщення піднасосної рідини. Час заміщення піднасосної рідини визначається за формулою:

[image], (2.29)

де Н – глибина свердловини; h – глибина опускання насоса; u0 – швидкість заміщення піднасосної рідини (для водних розчинів NaCI і CaCI 2 густиною 1100-1300 кг/м3 можна брати u0 = 0,1-0,15 м/с). Після заміщення піднасосної рідини закачуванням у міжтрубний простір витісняють цю рідину із свердловини. Після вирівнювання тисків контролюють наявність переливання рідини із свердловини. Якщо необхідно, то виконують додатковий цикл глушіння.

У випадку глушіння свердловин з високим газовим фактором, великим інтервалом перфорації, поглинанням рідини глушіння у високопроникні інтервали (приймальність 200-300 м3/доб при тиску 10-12 МПа) передбачають закачування в зону фільтра буферної пачки загущеної рідини глушіння або в'язкопружну рідину. Якщо має місце інтенсивне поглинання, то використовують нафто-водо-кислоторозчинні наповнювачі-кольматанти з умовою подальшого відновлення проникності привибійної зони пласта.

Буферну рідину прокачують до інтервалу перфорації, закривають гирлову засувку і рідину протискують у пласт. Засувки арматури закривають на 20-30 хв для вирівнювання тисків.

Якщо після відкривання засувок відсутні газопрояви, переливання, поглинання рідини глушіння, тоді розпочинають ремонтні роботи.

Последние материалы

Заключение (Грунты)

При построении курса учитывалась необходимость его использования для различных гидротехнических специальностей и специализаций. В качестве основной части для студентов всех гидротехнических специальностей следует считать обязательным прочтение гл. 1—7. В гл. 8...

25-08-2013 Просмотров:4223 Грунты и основания гидротехнических сооружений

Представления о решении задач нелинейной механики грунтов

На современном этапе развития нелинейного направления механики грунтов оформились два основных подхода к решению практических задач расчета грунтовых оснований и сооружений: нелинейно-упругий и упругопластический (А. К. Бугров, С. С. Вялов...

25-08-2013 Просмотров:7423 Грунты и основания гидротехнических сооружений

Прочность грунтов при сложном напряженном состоянии

Для сред и материалов, обладающих сплошностью, предложено много различных условий прочности. Для оценки прочности грунтов наиболее широкое распространение получило условие Мора—Кулона (2.38), не содержащее промежуточного главного напряжения а2 и тем...

25-08-2013 Просмотров:4412 Грунты и основания гидротехнических сооружений

Еще материалы

Моделирование сейсмического процесса

Характер сейсмического режима определяется масштабом и динамикой системы связанных механических зацеплений - цепочек (их совокупностей). Основным элементом в цепочке является механическое зацепление, представляющее конгломерат мелких блоков и отдельнос- тей. В...

15-11-2010 Просмотров:4977 Сейсмический процесс

Эколого-географический анализ реки Гува

ЭКОЛОГО-ГЕОГРАФИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ РЕКИ ГУВА (ЮЖНЫЙ БЕРЕГ КРЫМА) НА ОСНОВЕ ПРОДОЛЬНОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ОРГАНИЗМОВ МАКРОЗООБЕНТОСА Изучение пространственного распределения биоты имеет большое значение в экологии рек. Знание закономерностей распределения организмов и его зависимости от...

30-05-2011 Просмотров:6084 География Крыма

Введение в структуру минералов.

Изложив разнообразные теории химической связи, с помощью которых удается понять, как и почему разные атомы объединяются друг с другом, образуя минералы, рассмотрим теперь кратко различные типы структур, наблюдаемые в минералах...

12-08-2010 Просмотров:7905 Генетическая минералогия