Операция глушения скважин имеет основную задачу, связанную с обеспечением специальных условий работы при бурении скважин ремонтными или буровыми бригадами.
Очень важно, чтобы данные условия были безопасными, а нефтегазовые выбросы своевременно предотвращались.
Подготовительные работы
Решить проблему следует при использовании специальных составов, позволяющих осуществлять глушение скважинных залежей пластов. Они дают возможность создать на забое необходимое давление, уровень которого выше, чем у пластового.
Причем специально для данной цели используют водные растворы с добавлением загустителей либо минеральной соли.
В целом подготовку забоя скважины следует проводить с целью повторного вскрытия, чтобы обрабатывать призабойную зону либо осуществлять проведение ремонтных работ. При этом производится заполнение каждого ствола специальной жидкостью, которая необходима для глушения пластов.
Процесс выполнения работ в забое, связанный с заменой воды, сводится к осуществлению промывки всего ствола. Вместе с тем учитывается показатель НКТ до уровня забоя, который является допустимым.
Должна учитываться и поочередная подмена воды на участке забоя, отмечаемом как «устье-насос». Используют специально подготовленный раствор, которой наполняется весь ствол. По этой причине необходимо обеспечить нормальные условия для контроля технологических характеристик используемой жидкости с учетом ее плотности.
Технологические особенности
Выделяют главные цели, а также задачи, связанные с осуществлением операций по глушению скважин на основе важных характеристик используемой жидкости:
- она должна позволять установить на забое необходимый уровень давления, которое не выше, чем пластовое;
- ее состав является инертным к пластовой породе с точки зрения химического воздействия на породу;
- порода в забое должна быть совместима с раствором глушения, что позволяет исключить процесс кольматации пор пластов скважины частицами с жесткой структурой;
- содержание взвешенных частиц не может превосходить 30 мг/л;
- глинистые частицы должны подвергаться ингибирующему воздействию при наличии фильтрата состава глушения, что позволит предупредить набухание частиц при установке определенного уровня рН воды в пластах скважины;
- специальная жидкость не может являться барьером;
- за счет нее обеспечивается гидрофобизация коллекторов, происходит понижение пластового давления капилляров, снижение межфазного натяжения, характерного для границы раздела фаз, где требуется процесс гидрофобизации;
- характеристики исследуемой жидкости исключают ее поглощение пластами;
- оборудование для бурения не может подвергаться воздействию специальной жидкости;
- процесс коррозии происходит со скоростью ниже 0.12 мм/год.
В условиях высоких температур качественная жидкость глушения характеризуется свойством термостабильности и морозостойкости в холодный сезон. Свойства горючести не являются приемлемыми для состава специального раствора, для нее характерна взрывопожаробезопасность, нетоксичность.
Методика проведения расчета
Объем жидкости
Проводить расчет глушения скважинных залежей пластов можно при выполнении установленных этапов. При этом следует соблюдать соответствующие меры безопасности. Чтобы верно определить объем раствора, используемого в процессе осуществления глушения, следует вычислить V скважинного столба внутри.
Обязательно следует учесть не только величину объема насосно-компрессионных труб, но и толщину их стенок, учитывается и величина глубины спуска.
Чтобы определить объем (V) жидкости, проводятся следующие расчеты:
V жг = (V эк — V нкт — V шт)*Кз,
где V эк = (п D2 /4)*H — показатель объема для эксплуатационных колонн скважины (ЭКС), м³;
Н — показатель глубины столба, м;
D — значение диаметра колонны (внутреннего), м;
Кз — уровень коэффициента запаса;
V нкт — объем специального раствора, который вытесняется металлом насосно-компрессионных труб, м³;
V нкт = (пх(d — d 1)/ 4) х Hсп,
где d, d 1 — величины диаметра, как внутреннего, так и внешнего, относящиеся к НКТ, м;
Н сп — уровень глубины для спуска насоса, м;
V шт — объем, который вытесняет материал штанг (металл), куб.м (при их наличии).
Рассмотрим пример расчета раствора глушения скважин.
Даны размеры поперечника ЭКС и НКТ в скважине D н = 146 мм (D = 126 мм) и d = 73 мм (d 1 = 62 мм).
Значения глубины скважины и спуска соответственно равны ВНК Н = 2604 м и Нсп = 2435 м. Следует сделать расчет объема, который занимает НКТ: Vнкт = 2435х3.14х(0.0732 — 0.0622)/ 4 = 2.84 куб.м.
Необходимо вычислить объем места ЭКС (внутреннего): V эк = 2604х3.14х0.1262 /4 = 32.45 куб.м. Следует сделать расчет объема жидкости глушения скважин: V жг = 1.1х2.84 + 32.45) = 38.8 куб.м.
Если поглощение раствора глушения скважины пластами гораздо больше, чем требуется, то необходимо применять блокирующий состав.
Плотность для раствора глушения
Для вычисления плотности берут за основу расчет, применяемый при расчете давления, зависящего от столба раствора, которое превышает существующее давление пласта согласно установленным требованиям. Они не должны допускать наличия отклонений уровня плотности раствора от предусмотренных планом значений больше чем на ± 20 кг/куб.м.
Коррозийное давление раствора должно быть на низком уровне. Жидкость глушения должна обладать свойством термостабильности, когда не происходит ее кристаллизация на поверхности пласта в зимний период. В процессе изготовления и применения раствора должна соблюдаться технология.
Необходимо специальное регулирование показателя плотности и вязкости жидкости. Если нефтяное или газовое месторождение имеет участки, где содержится сероводород, то специальная жидкость должна иметь нейтрализатор данного вещества. Выбирать состав следует в соответствии с уровнем качества твердой фазы, учитывая технологические условия и горно-геологические особенности работы забоя скважины.
Чтобы полностью заменить жидкость глушения в цикл, равный 1, следует рассчитать величину удельного веса: pж = P пл х (1 + П) / Н х 0,098,
где:
рж — значение плотности скважинной жидкости, г/куб.см;
Р пл — показатель давления пласта, МПа.
Н — длина расстояния от ВНК пласта до скважинного устья, м.
П — показатель, связанный с безопасностью работ, производительностью и газосодержанием, определяемый глубиной ствола скважины.
Рассмотрим специальный расчет для определения плотности скважинной жидкости. Имеется расстояние по вертикали от устья ствола до ВНК Н = 2500 м. Давление (пластовое) составляет Р = 270 МПа. Уровень безопасности связан с показателем 0.05, рж = 270х(1 + 0.05 ) / 2500х0.098 = 1.157 г/куб.см.
Требование к процессу
Глушить скважины за один цикл можно при наличии условий:
- При НКТ, которые опущены до промежутка перфорации либо содержатся не выше 100 м от него, осуществляют заглушку за 1 цикл.
- Скважины, интенсивно используемые с УЭЦН, смонтированные выше 100 м от промежутка перфорации, при соблюдении в скважине условия высокого уровня приемистости и способности к продавке воды, которая расположена ниже.
- При достаточно высоком уровне (больше 50%) обводненности, при условии, что скважина находилась в закрытом состоянии больше 2-ух суток.
Возможно применение метода глушения наименьшим объемом с большим удельным весом жидкости для заглушки. Физический смысл расчетов состоит в том, что при неподвижности находящегося в скважине флюида осуществляется расслоение пластовой жидкости и нефти. По умолчанию принимается, что при закрытом состоянии в столбе скважины вышло расслоение на фракции скважинной воды, а жидкость под насосом представляется в качестве пластовой воды.
Заглушка осуществляется в 1 цикл, а специальная жидкость для этой цели берется при наличии завышенной плотности. Заглушка связана с большим удельным весом, но наименьшим объемом. Метод заглушки допускается, если:
- время простоя скважины в закрытом состоянии превосходит 48 часов;
- обводненность скважинной продукции > 50%.
Необходимо высчитать плотность раствора глушения на объем скважины спуска ЭЦН, при котором будет создаваться необходимое гидростатическое давление столба воды с показателем безопасности.
Раствор, который является тяжелым, в процессе его оседания будет перемешиваться с пластовой водой, находящейся ниже приема насоса до удельного веса, используемого планом работ. При всем этом необходимо понять, что долив скважины в процессе подъема инструмента необходимо создавать удельным весом раствора глушения, усредненного по всей скважине.
pж = (P пл х (1 + П) — Р н ) / Н х 9.8 х 10.6, где:
pж — плотность скважинной жидкости глушения, кг/куб.м;
Рн — показатель давления, относящийся к столбу пластовых вод, которые расположены ниже уровня насоса, МПа;
Рпл — величина давления (пластового), МПа;
Н — размер расстояния от устья столба скважины до отметки ВНК, м;
П — показатель безопасности выполнения работ;
g — убыстрение свободного падения, м/с.
Пример
Имеются следующие данные:
- Величина давления скважинного пласта — 27,4 МПа.
- Параметр безопасности — 0,05.
- Величина глубины при спуске насоса — 2200 м.
- Размер расстояния, измеряемого от устья до отверстия (верхнего) перфорации — 2500 м.
- Значение плотности скважинной жидкости pж — 1020 кг/куб.м.
Отсюда вычислим давление, которое создает поднасосная жидкость, оно равно:
Рн = 1020 х 9,8 х (2500 — 2200) = 2998800 Па = 3,00 МПа. Отсюда скважинная жидкость обладает следующим уровнем плотности: рж= (27,4 х (1 + 0,05) — 3,03) / 2500 х 9,8 х 10-6 =1050,61 кг/м³.
Рассмотрим пример вычисления плотности жидкости глушения, имея следующие данные. Жидкость, используемая для заглушки скважины, обладает плотностью 1020 кг/м³. Выявлено лишнее скважинное давление, равное 2.4 МПа. Сделаем расчет плотности скважинной жидкости для заглушки при расстоянии от устья до ВНК пласта, равном 2350 м. Рзаб= р*g*H = 1020*9.8*2350*10-6 = 23.49 МПа.
рж = (2.4 + 24,73)*1,05 / 2350*9,8*10-6 = 1188 кг/м³. Спецтехнологии приготовления жидкости глушения и ее применения должны обеспечивать простоту изготовления и регулирования приемлемыми характеристиками создаваемой жидкости. Это должно исключать возникновение в скважинах различных аварий и осложнений.
