Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения
Таблица 6.89
| Глубина скважины, м | Допускаемые отклонения при плотности жидкости глушения, кг/м3 | ||
| до 1300 | 1300-1800 | более 1800 | |
| до 1200 | 20 | 15 | 10 |
| до 2600 | 10 | 10 | 5 |
| до 4000 | 5 | 5 | 5 |
Ø жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.
Ø фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.
Ø жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения – пластовый флюид».
Ø жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода.
Ø вязкостные структурно-механические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом.
Ø жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,10-0,12мм/год.
Ø жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях.
|
|
|
Ø жидкость глушения должна быть не горючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.
Ø жидкость глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании.
Ø технологические свойства жидкости глушения должны регулироваться.
Ø на месторождениях с наличием сероводорода жидкости глушения должны содержать нейтрализатор сероводорода.
Подготовительные работы
Территория куста, прилегающая к ремонтируемой скважине, должна быть спланирована так, чтобы позволяла произвести расстановку необходимого оборудования: блоков (емкостей) долива, спецтехники, и убрана от замазученности.
Остановка скважин производится за сутки до начала глушения. На скважине проверяются исправность задвижек, фланцевых соединений и манометра, установленного на буферной задвижке. До начала глушения определяется статическое давление в НКТ и в затрубном пространстве.
Промывочный агрегат и автоцистерны располагаются с наветренной стороны на расстоянии не менее 10м от устья, при этом кабины машин должны быть обращены в обратную сторону от устья скважины, выхлопные трубы агрегатов оборудованы искрогасителями рисунок 6.76.
Сборка нагнетательных линий при определенном способе эксплуатации производится от трубного пространства или затрубного при помощи угольников и труб с БРС. Нагнетательная линия спрессовывается на полуторакратное давление от ожидаемого давления закачки, но не менее чем на 100атм. и не выше допустимого давления фонтанной арматуры. Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном.
|
|
|
В газовых скважинах или скважинах с высоким газовых фактором, перед закачкой жидкости глушения, производят замену скважиной жидкости на техническую воду, с противодавлением на выходе. При необходимости, последующей установкой загустителя (СВУС, ВУРЗ) в интервале перфорации.
Перед глушением:
Ø проверяют наличие циркуляции в скважине и принимают решение о категории ремонта.
Ø определяют величину текущего пластового давления.
Ø рассчитывают требуемую плотность жидкости глушения и определяют необходимое ее количество.
Ø готовят требуемый объем жидкости соответствующей плотности с учетом аварийного запаса, объем которого определяют исходя из геолого-технических условий (но не менее одного объема скважины),
Ø останавливают скважину, производят ее разрядку, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании.
|
|
|
Проведение процесса глушения.
Ø заменяют скважинную жидкость 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.
Ø 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 1-2ч при отсутствии переливов и выхода газа скважина считается заглушенной.
Ø 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,
|
|
|
Ø в скважинах с низкой приемистостью пластов глушения производят в два цикла. Вначале жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение.
Ø при глушении скважин, которые можно глушить в один цикл и в которых возможны нефтегазопроявления, буферную жидкость необходимо закачать в межтрубном пространство, вслед за порцией жидкости глушения, равной объему лифтового оборудования. Дальнейшие операции, по глушению производят согласно принятой на предприятии технологии.
Ø 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 - кольматанты с последующим восстановлением проницаемости ПЗП.
Ø при обнаружении нефтегазопроявлений необходимо закрыть противовыбросовое оборудование, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий.
Дата добавления: 2018-04-15; просмотров: 2208; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!