Текущий и капитальный ремонт скважин

Все подготовительные и заключительные ремонтные работы на скважине можно разделить на несколько этапов:

• • мобилизация;
• • подготовка к глушению и глушение;
• • монтаж подъемника и вспомогательного оборудования;
• • выполнение непосредственно ремонта скважин;
• • заключительные работы и запуск скважины в работу;
• • демонтаж оборудования и заключительные работы.

Транспортировка бригады КРС и/или ПРС – один из важных в организационном отношении процессов в цикле ремонтных работ. В среднем одна бригада подземного ремонта в месяц делает до десяти переездов. Зачастую оказывается, что во время переезда меняется маршрут следования.

Для бригад капитального ремонта важно, кроме четкого переезда, оперативное обеспечение материалами и инструментом в период ведения ремонтных работ (аварийный инструмент, цемент, технологическая труба, химреагенты и т. п.). Переезд бригады осуществляется согласно оперативному графику движения бригад КРС и ПРС.

Как правило, все основное оборудование транспортируется на собственной колесной базе: вагоны, подъемник, емкости. Остальное оборудование, как крупногабаритное, так и мелкое, перевозится на полуприцепах с помощью тяжелой колесной техники. Для удобства и сокращения времени мобилизации все чаще начинают применяться полуприцепы с краном манипулятором, значительно снижающим время на погрузочно-разгрузочные работы.

Для проведения ремонтных работ около скважины промысел подготавливает рабочую площадку, освобожденную от посторонних предметов размером 40 х 40 метров, обеспечивает возможность подключения электроэнергии к жилым вагонам и бытовым помещениям. Скважина передается в ремонт актом приема-сдачи. Как правило, скважина сдается мастером добычи мастеру по ремонту скважин. Скважина перед монтажом подъемного агрегата и началом ремонтных работ должна быть заглушена жидкостью соответствующей плотности. Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в затрубном пространстве необходимо снизить до атмосферного (разрядить скважину).

Устье скважин с возможным нефтегазопроявлением на период работы должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием в соответствии с планом производства работ. Монтаж противовыбросового оборудования осуществляется согласно схеме установки и обвязки противовыбросового оборудования предприятием и согласовывается с про- тивофонтанной службой и органами Ростехнадзора (Госгортехнадзора).

Перед демонтажом фонтанной елки на некоторых предприятиях недропользователей необходимо получить разрешение на демонтаж, которое оформляется специальным документом. Перед демонтажем фонтанной елки сначала производят монтаж передвижного агрегата. Расстановка оборудования осуществляется согласно утвержденной схеме. После проведения подготовительных работ и монтажа ПВО, а также подъемного агрегата проводится работа пусковой комиссии. Руководит ею начальник цеха ремонта скважин или старший мастер цеха ремонта скважин, находящийся на месторождении. Комиссия проверяет исправность оборудования, особо проверяются механизмы и оборудование, работа с которыми сопряжена с особой опасностью: элементы талевой системы, приборов контроля над их работой, элеваторов, а также противовыбросового оборудования, систем электробезопасности. Особое внимание необходимо обратить на подготовку персонала (его обученность, прохождение инструктажей). Начало ремонтных работ без надлежащего проведения пусковой комиссии, невыполнение бригадой ее предписаний, неправильное оформление документации (или неоформление) сопряжено с большим производственным риском. Это может привести к авариям, несчастным случаям, остановкам работы бригады.

Монтаж подъемного агрегата и расстановка оборудования

При монтаже подъемника всегда выполняется перечень следующих технологических операций.

• • Перед устьем скважины расчищается и при необходимости планируется площадка для установки подъемника, приемных мостов и стеллажей.
• • Подъемник подгоняется к устью скважины таким образом, чтобы установка подъемника не мешала выполнять технологические операции на соседних скважинах, а также позволяла расстановить дополнительное оборудование для КРС. Как правило, подъемник устанавливается под углом к установке фонтанной арматуры относительно НДС и шлейфов коллектора.
• • При установке подъемника запрещено находиться в зоне движения подъемника к устью скважины.
• • Движением подъемника руководит старший вахты (ст. оператор ТРС, бурильщик КРС или машинист подъемника, являющийся также членом бригады).
• • Под колеса подъемника после его установки ставят противооткатные упоры.
• • Под опорные домкраты устанавливаются деревянные подушки, брусья сбиваются между собой скобами.
• • Производится установка на домкраты и фиксация их контргайками.
• • Работы на высоте по монтажу, демонтажу и ремонту вышек и мачт в ночное время, при ветре со скоростью 8 м/с и выше, во время грозы, сильного снегопада, при гололедице, ливне, тумане видимостью менее 100 м должны быть приостановлены.
• • После подъема мачты производится монтаж оттяжек, силовых (крепится к корпусу подъемника) и ветровых (крепится к земле с помощью пригрузов или якорей).
• • Силовые и ветровые оттяжки должны закрепляться за якоря или пригруз на расстоянии 28 метров под углом 45°. Допускается неточность установки якорей ±1,5 м.
• • Оттяжки к якорям присоединять при помощи винтовых оттяжек специальными цепями с приспособлением для их надежной фиксации или маркированными петлями и крепить не менее как четырьмя зажимами, расположенными между собой на расстоянии не менее 300 мм.

• • Винтовые оттяжки должны иметь контрольные окна или установленные ограничители, исключающие полное выворачивание винтов из гаек.
• • На расстоянии 100 мм от вертикального конца врезается крестовина диаметром 26 мм, на которую зацепляется петля из стального каната диаметром не менее 18 мм.
• • После подъема мачты и установки оттяжек производится заземление подъемного агрегата.
• • Силовые кабели укладываются на треноги.
• • Производится монтаж рабочей площадки.
• • Выполняют центрование талевого блока по отношению к оси скважины.

При мобилизации на скважину бригадное хозяйство устанавливается в соответствии с утвержденной схемой установки, пример подобной схемы представлен на рис. 117.

Монтаж противовыбросового оборудования и демонтаж фонтанной елки

После того как смонтирован подъемник и получено разрешение на дальнейшее проведение работ, осуществляется демонтаж фонтанной елки. В большинстве случаев алгоритм выполнения работ следующий.

• • Опрессовать ПВО до установки на устье (в зависимости от правил недропользователя).
• • Выполнить демонтаж фонтанной арматуры.
• • Установить превентор на крестовину фонтанной арматуры и закрепить с помощью шпилек, монтаж ПВО выполнять в соответствии с утвержденной схемой.
• • Опрессовать ПВО после установки на устье (как правило, опрессовка выполняется с помощью пакера путем спуска пакера на НКТ от 30 до 50 м).
• • Если опрессовка выполняется с кабелем ЭНЦ, то сначала спускается ЭЦН на глубину, равную длине кабеля, находящегося на дневной поверхности. Кабель крепится с помощью клямс к НКТ, монтируется пакер, спускается на глубину 30-50 м от устья, монтируется запорная компоновка, закрываются трубные плашки ПВО, после чего выполняется опрессовка ПВО. Давление не должно составлять более 5 кг/см³. По флянцевым соединениям не должны наблюдаться пропуски жидкости.

Рис. 117. Принципиальная схема расстановки оборудования на скважине

во время ремонта

Подготовка трубы

Один из важнейших организационных вопросов – обеспечение бригады трубой. Проблема заключается в том, что НКТ принадлежит, как правило, промыслу, хотя находится в работе в бригаде КРС.

На трубной базе, перед тем как труба доставляется на скважину, выполняется ревизия, производятся гидравлические испытания (при необходимости), шаблонировка, сортировка, а также калибровка резьб на предмет вытяжки и целостности. Калибровка выполняется с помощью специальных калибров, представленных на рис. 118.

Рис. 118. Трубный калибр (ниппельный – слева и муфтовый – справа)

Данные калибры наворачиваются на муфтовую и ниппельную части трубы, по количеству оборотов и выпирающей части оценивается износ резьбы.

Непосредственно на скважине осуществляется наружный осмотр, повторное шаблонирование, укладка труб в порядке спуска в скважину и замер их длины.

Транспортировка труб без предохранительных колец и ниппелей запрещается.

При разгрузке и укладке труб на стеллажи у скважины необходимо, чтобы муфтовые концы были обращены к устью скважины. При этом не допускается сбрасывание труб, ударение друг о друга, перетаскивание волоком.

При визуальном осмотре труб на скважине определяется состояние наружной поверхности трубы, муфты и их резьбовых частей. Подготовленные трубы необходимо уложить штабелями на стеллажи в порядке очередности спуска в скважину, а между рядами поместить деревянные прокладки. Торцы муфт каждого ряда труб должны находиться на одной общей прямой линии, а последующие вышележащие ряды – ступенчато отступать от каждого уложенного ряда на длину муфты.

При использовании труб разных диаметров и конструкций необходимо группировать их по типам и размерам. Переводник для свинчивания их между собой рекомендуется навернуть заранее в муфту последней трубы спускаемой секции.

Перед спуском трубы необходимо замерить, данные замера необходимо внести в «Меру колонны НКТ», определить длину труб и необходимое количество для спуска.

Шаблонирование труб необходимо производить при подъеме труб с мостков для спуска в скважину. При эксплуатации НКТ следует контролировать количество сворачиваний-разворачиваний труб.

При непрохождении шаблона в трубе ее отбраковывают. На трубах, забракованных при проверке, необходимо сделать пометку «БРАК» устойчивой к климатическим условиям краской. Выбракованные трубы складировать отдельно от основных труб.

Глушение скважины

Глушение скважины – технологический процесс замещения скважинного флюида специальной жидкостью в скважине, при котором исключается нефтегазоводопроявление (НГВП). НГВП возникает тогда, когда давление пластовых флюидов больше, чем давление в скважине. Процесс глушения представляет собой процесс замещения скважинной жидкости на специально приготовленную жидкость глушения (ЖГ) с определенной плотностью. В зависимости от условий процесс глушения может быть прямым (НКТ – затрубное пространство) и обратным (затрубное пространство – трубы). Глушение может проходить в один и несколько циклов в зависимости от типа и состояния спущенного газонефтяного оборудования.

Глушение скважин является одной из самых массовых технологических операций, проводимых на нефтяных и газовых скважинах. В целом в любой нефтяной компании ущерб от применения традиционных ЖГ, не отвечающих геологическим условиям нефтяных месторождений, может составить значительную величину, что проявляется в следующих осложнениях:

• • увеличение срока вывода на режим скважин после ремонта, приводящее к сокращению общего рабочего времени и общей добычи нефти;
• • снижение продуктивности скважин после некачественного глушения;

• нефтегазопроявления в ходе ремонта и повторные глушения, которые приводят к простоям бригад КТРС, т. е. неэффективному использованию человеческих ресурсов и техники, как результат, к простоям других скважин в ожидании ремонта.

Процесс глушения связан, с одной стороны, с необходимостью обеспечения безопасности работ бригад ТКРС (предупреждение ГНВП), а с другой – с опасностью уменьшения продуктивности скважин в результате ошибок при подборе параметров глушения, нарушении технологии глушения и ведения ремонтных работ. В этой связи особую актуальность приобретает проблема проектирования состава растворов и технологий глушения скважин, позволяющих при выполнении основной технологической задачи сохранять характеристики призабойных зон пласта (ПЗП).

В процессе взаимодействия некачественных жидкостей глушения (ЖГ) и их фильтратов с нефтяным пластом часто идет ухудшение фильтрационно-емкостных характеристик коллектора вследствие гидратации и набухания минералов глинистого цемента, кольматации каналов взвешенными частицами, соединениями железа, кальция, отложениями неорганических солей и асфальтосмолистых и парафиновых веществ (АСПО), образования водонефтяных эмульсий, а также возникновения «водяных мостов». Из-за проникновения солевого водного раствора в ПЗП снижается фазовая проницаемость по нефти и увеличивается обводненность добываемой продукции. Все это ведет к снижению продуктивности скважины.

Необходимо отметить, что применение методов глубокой очистки ПЗП от загрязнений в этих условиях лишь усугубляет ситуацию, т. к. в ходе последующих глушений технологические жидкости по очищенным каналам проникают в удаленные зоны пласта и в еще большей мере ухудшают его характеристики.

Вопросы квалифицированного подбора рецептуры ЖГ и их качественной подготовки особенно актуальны в настоящее время, когда в ходе интенсификации разработки месторождений широко применяется форсированный отбор жидкости. Эти мероприятия сопровождаются большим числом операций по глушению скважин перед сменой погружных насосов. При этом практика показывает, что форсированный отбор жидкости часто приводит к понижению пластового давления и осложнению условий глушения скважин. Применение в этих условиях традиционных жидкостей глушения может значительно снизить эффективность проводимых мероприятий.

Как правило, при расчете параметров глушения скважины и подборе необходимой жидкости глушения выделяют несколько этапов:

• • анализ геолого-технологических условий месторождения;
• • выбор рецептур жидкостей глушения, проектирование процесса;
• • подготовка воды, необходимых реагентов и материалов;
• • подготовка необходимого оборудования;
• • приготовление и хранение жидкости глушения, буферных жидкостей, жидкостей для перфорации;
• • транспортировка и закачка;
• • контроль параметров ЖГ и технологии глушения.

Требования к жидкостям глушения

В большинстве случаев к жидкости глушения предъявляются достаточно высокие требования, отметим основные:

• • ЖГ для скважин должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать кольматацию пор пласта твердыми частицами;
• • фильтрат ЖГ должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении pH пластовой воды;
• • ЖГ не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора, снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения – пластовый флюид»;
• • ЖГ не должна содержать механических примесей с диаметром частиц более 2 мкм. Общее содержание механических примесей не должно превышать 100 мг/л;
• • ЖГ должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,1-0,12 мм/год;
• • ЖГ на месторождениях с наличием сероводорода должны содержать нейтрализатор сероводорода;
• • ЖГ не должна наносить вреда нефтесборным трубопроводам при существующей схеме утилизации;
• • ЖГ должна быть безопасной при проведении технологических операций.

Ассортимент используемых ЖГ должен соответствовать литотипу пород, их фильтрационно-емкостным свойствам, применяемым технологиям воздействия на пласт, а также текущему состоянию разработки эксплуатируемых объектов. В частности, он должен включать жидкости глушения для условий аномально высокого и аномально низкого пластового давления, для пластов с низкой проницаемостью и высокой глинистостью, растворы для вскрытия пластов и жидкости для промывки скважин. В табл. 31 представлены примеры составов для глушения скважин.

В скважинах после ГРП поглощения объясняются активным массо- обменом полости скважины с удаленной зоной пласта. Наиболее сильными и вредными последствиями являются увеличение объема глушения, НГП, повторные глушения и, соответственно, удлинение периода вывода на режим, связанное с откачкой ЖГ из пласта. В случае пониженного пластового давления поглощения объясняются превышением давления столба ЖГ над пластовым, и к вредным последствиям добавляется снижение продуктивности, связанное с проникновением ЖГ в матрицу породы призабойной зоны пласта. На выбор буферной жидкости влияет и такой параметр, как пластовая температура.

Таблица 31

Примеры составов для жидкостей глушения

В регламентах предусматривается применение тех или иных ЖГ, причем не только в зависимости от геолого-технологических показателей, но и от ряда технических, например спущенного в скважину ГНО. Так, при глушении скважины в условиях аномально низкого пластового давления, эксплуатирующейся с высоким положением «башмака» (более 100 м от верхних отверстий перфорации), рекомендуется использовать инвертную дисперсию (так называемые ВУСы – вязкоупругие составы или хим. пакера, способные опускаться на забой методом осаждения). Применение подобных составов подразумевает продавку на поглощение, в результате чего в указанных условиях большой объем поднасосной жидкости попадает в призабойную зону. Особо недопустимо применение доставки ЖГ на забой методом продавки на поглощение в коллекторах с повышенной глинистостью. С другой стороны, на скважинах после ГРП такая технологическая операция допустима, т. к. при этом поднасосная жидкость уходит в трещину разрыва, не контактируя с матрицей породы.

Очистка жидкостей глушения

Как правило, приготовленный солевой раствор содержит в своем составе механические частицы, источником которых являются:

• • вода, используемая для приготовления жидкости глушения (среднестатистическое содержание механических примесей 15-30 мг/л);
• • некачественная соль, содержащая загрязняющие вещества (50-100 мг/л).

Очистка растворов от взвешенных частиц производится двумя методами – отстоя и фильтрации.

Метод отстоя применяется для удаления из раствора крупных механических частиц. Продолжительность его должна быть не менее 24 ч.

Как показывает седиментационный анализ мехпримесей, содержащихся в жидкости глушения, к примеру в ОАО «Юганскнефтегаз», значительная их часть (более 80 %) представлена частицами размером менее 20 мкм. Такие частицы подвержены влиянию броуновского движения, и для их осаждения требуется время, превышающее 40 ч. Метод отстоя в данных условиях не дает должного эффекта, и необходима обязательная фильтрационная очистка растворов, особенно в период напряженной загрузки растворных узлов, когда для проведения длительного отстоя нет времени.

Метод фильтрации обеспечивает тонкую очистку растворов от частиц механических примесей, не осажденных в период отстоя или захваченных насосом из осадка при откачке жидкости из амбара. Для фильтрации могут применяться различные устройства – песочные фильтры, тканевые фильтры.

Запас жидкостей глушения необходим для предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений.

Емкости для хранения растворов низкой плотности должны быть обеспечены теплозащитной изоляцией и регистрами отопления. Подогревающими устройствами должны быть обеспечены и часто используемые задвижки емкостей хранения. Емкости должны быть дооборудованы устройствами для механизированной зачистки или промывки.

Для предупреждения коррозии емкостей на стадии хранения и предотвращения насыщения продуктами коррозии ЖГ предлагается производить обработку растворов ингибиторами коррозии. При длительном хранении растворов (более 48 часов) предлагается производить обработку растворов бактерицидами, например СНПХ 1002, ЛПЭ-11, с расходом 3 л/м³.

Кроме того, растворы, находящиеся на хранении, с течением времени не должны терять своих свойств, т. е. систематически обновляться и обрабатываться стабилизирующими добавками.

Приготовление буферных жидкостей глушения

При реализации методов интенсификации добычи нефти пластовое давление на значительном количестве участков месторождений сильно понижено. Это приводит к повышенному поглощению ЖГ в ПЗП. Использование в таких случаях облегченных ЖГ сопряжено с применением углеводородов («мертвой» нефтью), что увеличивает пожарную опасность проведения операций по глушению скважин.

Для предотвращения повышенного поглощения предлагается использование буферных жидкостей, обладающих пониженной способностью к фильтрации в пористую среду. Буферная жидкость должна иметь плотность немного выше плотности базовой жидкости глушения, вследствие чего будет располагаться на забое скважины напротив интервала перфорации и предотвращать проникновение в пласт базовой ЖГ. В качестве примера такой жидкости можно представить блокирующие составы Seal-N-Peel компании MI – Swaco. Объектами применения таких буферных жидкостей глушения можно назвать:

• • скважины с посаженным пластовым давлением;
• • несовместимые геологические зоны;
• • потеря продуктивности при глушении скважины;
• • влияние реагентов жидкости глушения на призабойную зону пласта.

На рис. 119 представлен график зависимости фильтрации через корку пластового флюида.

Рис. 119. Фильтрация нефти и воды через корку Reablock Ингибирующие добавки

Для предотвращения процессов набухания глин, солеотложения, снижения коррозионной агрессивности жидкостей глушения в них предлагается добавлять химические реагенты – ингибиторы.

Ингибиторы подавления набухания глин и гидрофобизаторы представляют собой катионоактивные поверхностно-активные вещества. Эти соединения обладают высокой адсорбционной способностью к поверхности полимиктового песчаника, в результате чего подавляются процессы набухания и диспергирования пелитовой части горной породы, и происходит инверсия смачиваемости пористой среды.

Реагенты, рекомендованные к применению в качестве ингибиторов подавления набухания глин, представлены в табл. 32.

Таблица 32

Ингибиторы набухания глин

Ингибиторы коррозии предполагается добавлять на стадии хранения растворов солей для предотвращения коррозии емкостей и недопущения насыщения растворов продуктами коррозии. Следует отметить, что катионоактивные ПАВ являются веществами комплексного действия и могут не только снижать набухаемость глин, но и предотвращать коррозию скважинного оборудования. В качестве таких эффективных и доступных ингибиторов могут быть рекомендованы: катапин, дон-52, азол CI-130, додикор – при концентрации 0,2-0,5 % (в зависимости от типа ингибитора). Ингибиторы солеотложений применяют для предотвращения выпадения осадков солей при контакте ЖГ с пластовыми водами. Выбор ингибитора должен осуществляться с обязательным учетом состава пластовых вод. В качестве ингибиторов солеотло- жения могут быть использованы реагенты НТФ, ОЭДФ, ПАФ 13 А, СНПХ-5311. Дозировка ингибиторов солеотложения составляет примерно 50 г на 1м³ ЖГ. Добавка ингибиторов солеотложения в ЖГ обязательна для месторождений и участков, где отмечены отложения солей при глушении скважин тяжелыми рассолами, вследствие несоответствия ионных составов пластовой жидкости и ЖГ.

Реагенты для приготовления жидкости глушения

В большинстве случаев приготовление жидкости глушения требует не только обработки ингибитором набухания глин и коррозии, но также и изменения плотности путем добавления солевых растворов. Разновидности используемых солей представлены в табл. 33. Наибольшее распространение получили соли хлористого натрия «Галита» (NaCl), т. к. имеют наименьшую стоимость и доступность по сравнению с другими солями. Хлористый натрий обычно используют для приготовления жидкости глушения до плотности 1,18 г/см³. Для приготовления более плотных жидкостей плотностью от 1,18 до 1,30 г/см³ используют хлористый кальций (СаСЬ). Для получения жидкостей глушения плотностью более 1,30 г/см³ используют карбонат калия (поташ), а также другие соли или их смеси.

Таблица 33

Используемые соли для утяжеления жидкостей глушения

Технология глушения скважины при ремонте

В зависимости от способа глушения также различаются и технологии глушения скважины, которые можно разделить не несколько видов:

• • глушение в один цикл;
• • глушение скважины в два цикла;
• • глушение с использованием блокирующих пачек;
• • нетрадиционные методы глушения.

Последовательность технологических операций на подготовительном этапе практически всегда одинакова и заключается в следующем:

• • расстановка оборудования;
• • набор тех. воды необходимого объема и приготовление жидкости глушения;
• • сборка линии и опрессовка;
• • приготовление жидкости глушения необходимой плотности и обработка реагентами.

Монтаж нагнетательного трубопровода должен производиться из труб и стальных шарнирных соединений высокого давления.

Трубы нагнетательной линии раскладываются от насосных агрегатов к устью скважины; в местах соединений производится их укладка на деревянные выкладки; проверяется исправность резинового уплотнительного элемента на ниппеле трубы; ниппель направляется в муфту соседней трубы и наживляется гайка БРС в направлении по часовой стрелке; ударами кувалды производится закрепление гайки БРС. После сборки линий производится их испытание на герметичность.

Глушение скважины осуществляется заменой скважинной жидкости на жидкость глушения, плотность которой рассчитана так, чтобы гидростатическое давление ее столба превышало пластовое на 5 %. Поэтому важно контролировать плотность жидкости глушения при закачке ее в скважину.

Глушение скважин, оборудованных ЭЦН, в зависимости от глубины установки насоса, 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.

Далее закрывают задвижку и закачивают в пласт расчетный объем жидкости, равный объему эксплуатационной колонны от уровня подвески насоса до забоя.

Вначале жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение.

Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости, выходящей из скважины, плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины.

Глушение скважин, работающих фонтаном, производят в один прием, подбивают линию глушения к трубному или затрубном пространству и замещают имеющийся объем в один цикл. Свидетельством замещения флюида на жидкость глушения является наличие жидкости глушения на выходе из скважины в момент прокачивания. В случае глушения с использованием блокирующих составов необходимо рассматривать 2 варианта глушения:

• • спущенная воронка без ГНО;
• • спущенный ЭЦН.

В случае глушения скважины со спущенной воронкой необходимо рассчитать объем буфера, знать объем закачиваемого пакера, также необходимо рассчитать объем продавки и объем задавки в зависимости от ситуации хим. пакера в пласте. В настоящее время начинают появляться современные набухающие пакеры, которые требуют специальных жидкостей для своего разрушения после окончания ремонта скважины, называемые деструкторами.

В случае спущенного ЭЦН технологический процесс немного изменяется в том, что имеется необходимость в доставке хим. пакера в интервал перфорации, что выполняется путем закрывания затрубной задвижки и продавки на поглощение. Объем продавки на поглощение считается равным объему затрубного пространства от сбивного клапана до верхних дыр перфорации.

Расчет глушения

Определение плотности жидкости глушения

Плотность 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 % в соответствии с формулой (9).

где У_жг — плотность жидкости глушения, г/см³; Р_ш — текущее пластовое давление, атм; К₃ – коэффициент запаса, равный 1,10; Я – глубина скважины до кровли пласта или ВНК, м.

Коэффициент запаса (величиной 1,0 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 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 с использованием хим. пакера.

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 ч. Текущее пластовое давление при этом рассчитывается по формуле

где Ризб избыточное давление на устье скважины, атм.

На фонтанных скважинах текущее пластовое давление замеряется глубинным манометром.

Расчет количества химических реагентов для приготовления растворов глушения

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

где М_р – количество реагента, кг; У_р – удельный вес реагента, г/см³; У_жг– удельный вес жидкости глушения, г/см³; У_в— удельный вес воды, используемой для приготовления жидкости глушения, г/см³; У – требуемый объем жидкости глушения, м³.

Не допускается отклонение величины плотности жидкости глушения от расчетной более чем на 0,03 г/см³.

Определение объема жидкости и количества циклов глушения скважины

Объем жидкости для глушения скважины и количество циклов глушения определяется расчетным путем в зависимости от глубины скважины до середины интервала перфорации, диаметров эксплуатационной колонны и НКТ, объема спущенных в скважину штанг.

Общий объем жидкости для глушения скважины рассчитывается следующим образом:

где Н – глубина скважины до цементного моста; D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны; К,_ко – объем эксплуатационной колонны с учетом спущенного подземного оборудования.

Объем жидкости, вытесняемой металлом НКТ (без учета муфт), определяется с помощью формулы

где d_HKT и с1_нктв – соответственно внешний и внутренний диаметр НКТ; Н_си – глубина спуска насоса, м.

Формула (15) определяет объем жидкости, вытесняемой металлом штанг:

Средневзвешенный диаметр штанг определяется по формуле

где с/_Шт1 … d штз» hi … Из- диаметры и длины ступеней колонны штанг.

Объем 1 цикла глушения должен соответствовать объему между внутренним диаметром э/к и внешним диаметром НКТ до глубины спуска насоса.

Определение количества циклов глушения

При глушении скважины в два и более циклов время отстоя скважины, необходимое для замещения раствора,
определяется по формуле

где Voth – относительная скорость жидкости глушения и скважинной жидкости в условиях отстоя (равная 70 м/час для нефти плотностью 0,81 г/см³ и воды плотностью 1,0 г/см³); Н_ж2…п- ~ высота столба закаченной жидкости (приведенная к внутреннему объему эксплуатационной колонны) при первом и последующих циклах глушения, м; H_:i 1,2…и-1 – высота замещения скважинной жидкости – жидкостью глушения (взятая от низа спущенного в скважину оборудования Н_сп до границы раздела скважинной жидкости и жидкости глушения. При первом цикле глушения — до башмака скважины), м; t₀ — продолжительность отстоя, час (18).