Глушение заключается в замене скв-нной продукции, состоящей из нефти, газа и воды, на ж-ть, плотность кот-й обеспечивает необходимое противодавл-е (репрессию) на пласт.
Цель– прекращение поступления флюидов из эксплуатируемого объекта к забою скв.
Согласно Правилам безопас-ти в нефт-й и газ-й промышл-ти глуш-ю подлежат:1) все скв с Рпл выше гидростатического и 2) скв-ны с пластовым давлением ниже г/ст,но в кот-х сохраняются усл-я фонтанирования и нефтегазопроявления
Ремонт скв-н без предварительного глушения допускается на скв-х, оборуд-ных глубинными отсекающими клапанами и на мест-х с горно-геологич-ми усл-ми, исключающими самопроизвольное поступление пластового флюида к ее устью.
Скв-ны, в продукции кот-х сод-ся H2S, в кол-вах превышающих установленные пределы, д.б. заглушены ж-тью, нейтрализующей H2S.
Плотность ж-ти глушения (ЖГ) опред-ся из расчета создания Рзаб > Рпл. Рзаб = ρ g Н = k Рпл , МПа
где ρ - плотность ЖГ, кг/м3 Н - глубина залегания пласта, м, k - коэф-т превышения Рзаб
Готовят необходимый объем ж-и гл-я, не влияющий на коллектр св-ва.останавливают скв, проверяют на исправность запор-ю арматуру на устье оборуд-е. расставляют агрегаты,производят обвязку.
Глушение фонтанных(газлифтных) и нагнет-х скв производят закачиванием жидкости глушения ч/з НКТ или межтруб пространство до выхода жид-ти глушения на поверхность и выравнивания плотностей входящего м выходящего потоков для обеспеч.необх-го противодавления на пласт.
Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, производят после остановки скважинного насоса и открытия циркуляционного клапана заменой скважинной жид-и на ж-ть глушения до глубины подвески насоса жидкость глушения закачивают в скважину через НКТ до выхода ее через межтрубье. При отсутствии циркул-го клапана жид-ть глушения закач-т в межтр-е пространство, создавая циркуляцию ч/з насос, не превышая при этом давления, допустимого на экспл-ю колонну.
По окончанию задвижки закрывают, ч/з расчетное время осаждения жидкости ж-и глуш-я (Т=H/V, где H-расстояниеие от приема насоса до забоя, V-скорость замещения жид-й, м/с), измеряют Ру. При его наличии,снова закачивают ж-ть глуш-я. при отсутс-и избыт давления и выхода газа скв счит-ся заглушенной.
Во всех случаях и видах ремонта устье скв д.б. оснащено противовыбросовым оборуд-ем. Скв-на обеспеч-ся ЖГ соответ-щей плотности в кол-ве не < двух объемов скв-ны.
Замена скв-нной ж-ти выпол-ся ч/з колонну подъемных (лифтовых) труб по схеме прямой или обратной промывки до появления ее на устье скв-ны.
Прямая промывка примен-ся в фонтанных скв-х и в случае засорения приемной сетки и ступеней центробежного насоса.
В скв-х оборуд-х глубинными электроприводными и штанговыми насосами наиболее часто используется промывка обратная.
Сп-бы глуш-я:
1. Полная замена на ЖГ на период КРС. Обусловлена необходимостью проведения технологич операций с циркуляцией ж-и в процессе рем.работ.
2. Глушение скв на период ТРС (с частичной заменой объема скваж) Базовые критерии качества технологического процесса глушения:
- гарантия отсутствия притока пластовых флюидов к забою скв-ны на весь период ремонта,
- минимальное влияние ЖГ на фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны пласта,
- экологическая безопасность и соответствие современным требованиям к охране труда,
-соответствие экономическим требованиям (относительно низкая стоимость и доступность компонентов ж-ти).
Ж-ть выбирают с учетом t-ры замерзания, коррозионной активности, совместимости с пластовыми флюидами.
Каждый конкретный объект эксплуатации (горизонт, площадь, залежь, блок) имеет ряд специфических требований к глуш-ю, обусловл-х особенностью геологии, технической характеристикой и условиями эксплуатации скв-н. Поэтому технология глушения предполагает дифференцированный подход, основанный на принципе подбора к каждому объекту эксплуатации наиболее эфф-х ж-тей, пар-ры и св-ва кот-х обеспечат базовые критерии кач-ва глуш-я. Первая категория:
- газовые скважины, независимо от величины пластового давления;
- нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 100 м3/м3;
- нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков;
- нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом;
- нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического более чем на 10%;
- нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности;
- нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3 м, а также находящиеся от внешней границы ГНК на расстоянии 500 м и ближе;
- скважины с отсутствием циркуляции; - разведочные и поисковые скважины.
Вторая категория:
- нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор менее 100 м3/м3;
- нагнетательные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое не более чем на 10%.
Третья категория:
- нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического;
- нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического.
Комментариев нет:
Отправить комментарий