Реферат на тему глушение скважины

Обновлено: 05.07.2024

Под технологическим процессом глушения следует подразумевать комплекс мероприятий по выбору жидкостей глушения, обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение ремонтных работ, их приготовлению и закачке в скважину.

Глушение скважин жидкостью выполняют для создания противодавления на пласт с целью предотвращения открытого фонтанирования, выбросов нефти, газа при снятии устьевого оборудования и подъеме труб из скважины. При проведении процесса глушения производится замена скважинной жидкости на жидкость глушения. Глушение скважин допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции.

Работа по глушению скважины производится под руководством мастера бригады, либо ответственного за выполнение работ специалиста УПНП и РС согласно плану работ, утвержденному главным инженером и заместителем начальника по геологии УПНП и РС.

Для выполнения процесса глушения используется следующее оборудование:

- цементировочный (промывочный) агрегат с манифольдными трубопроводами;

- передвижные, герметичные емкости (автоцистерны);

- емкости для хранения жидкости глушения и долива ее в процессе ремонта скважины;

- передвижная паровая установка ППУ А-1600/100.

Требования к жидкостям глушения

Состав жидкости глушения (ЖГ) должен исключать засорение насосного оборудования при запуске скважины после ремонта в эксплуатацию.

· обеспечивать необходимую репрессию на пласт;

· не снижать проницаемость призабойной зоны

- быть химически инертной к горным породам, составляющим коллектор, совместимой с пластовыми флюидами и исключающей необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами;

- фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание;

- не 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’’;

- не образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода;

· вязкостные структурно-механические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом;

· оказывать минимальное коррозионное и абразивное действие на ремонтное и эксплуатационное оборудование (скорость коррозии стали не должна превышать 0,10-0,12 мм/год);

· быть не токсичной и не взрывоопасной (класс опасности – не выше 3);

· быть термостабильной при высоких температурах и морозоустойчивой в зимних условиях, не дорогой и не дефицитной.

· быть технологичной в приготовлении и использовании, технологические свойства (плотность, наличие твердых частиц) ее должны регулироваться.

Раствор хлористого натрия в качестве ЖГ применять не желательно, т.к. он коррозионно активен.

Для снижения отрицательного воздействия ЖГ на пласт необходимо не допускать загрязнения растворов при транспортировке и закачке в скважину.

Плотность ЖГ должна определяться из расчета создания столбом жидкости давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину:

- 10-15% для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1,5 МПа;

- 5-10% для скважин глубиной до 2500 м, но не более 2,5 МПа;

- 4-7% для скважин глубиной более 2500 м, но не более 3,5 МПа.

Расчет плотности ЖГ следует производить по нижеуказанной формуле:

Р_пл – пластовое давление на уровне верхнего отверстия интервала перфорации, МПа;

П – коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта, выбирается в соответствии с таблицей Б.1 приложения Б;

h – глубина по вертикали от устья скважины до кровли интервала перфорации или открытого ствола, м;

α – средний угол наклона (от вертикали) по стволу скважины, град.

g – ускорение свободного падения, = 9,81 м/с 2 .

В качестве жидкостей глушения следует применять:

– пресную, техническую и пластовую воду;

– водные растворы СаСl₂;

– тяжелые жидкости глушения плотностью более 1400 кг/м 3 (КТЖ-1600, КТЖ 1600+Х, бромиды кальция, или аналоги).

– глинистые растворы с низкой водоотдачей;

специальные жидкости глушения:

– пластовую воду с добавками ПАВ с плотностью от 1000 до 1200 кг/м 3 ;

– водонефтяные эмульсии (ВНЭ), стабилизированные ПАВ с плотностью от 900 до 1200 кг/м 3 .

– полисахаридные жидкости глушения (ПСЖГ) с плотностью от 1000 до 1150 г/см 3 .

В пластах с проницаемостью более 0,3 мкм 2 , а также при глушении скважин с газовым фактором более 200 м 3 /м 3 для предотвращения поглощения следует применять:

- водные растворы КМЦ;

- полисахаридные жидкости глушения (ПСЖГ).

Выбор технологии глушения

Все скважины в зависимости от величины пластового давления делятся на категории:

- I категория – скважины с пластовым давлением больше давления

статического столба скважинного флюида или равным ему;

- II категория - скважины с пластовым давлением меньше давления статического столба скважинного флюида.

Глушение скважин производится следующими способами:

- на поглощение - закачка жидкости глушения в затрубное или трубное пространство, обеспечивающая поглощение скважинной жидкости и некоторого объема жидкости глушения;

- на циркуляцию - вытеснение скважинной жидкости жидкостью глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и полного выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков для обеспечения необходимого противодавления на пласт;

- на замещение - закачка жидкости глушения в несколько циклов в затрубное пространство в объеме эксплуатационной колонны от устья до глубины спуска скважинного насоса с последующей выдержкой скважины в покое для замещения скважинной жидкости ниже насоса на жидкость глушения.

Процесс глушения следует выполнять, руководствуясь следующими положениями:

- Скважины с аномально низкими пластовыми давлениями (при статическом уровне ниже 500 м) и газовым фактором до 200 м 3 /м 3 глушить не рекомендуется.

- Скважины с аномально низким пластовым давлением и газовым фактором более 200 м 3 /м 3 следует глушить дегазированной нефтью.

- Глушение скважин с градиентом давления 3 /сут при депрессии 5 МПа, при глушении скважин I категории, также скважин, эксплуатирующихся ШГН, работы по глушению выполняются циклами на замещение.

Нагнетательные скважины с высокой приемистостью и фонтанные скважины с К_пр>10м 3 /сут·МПа следует глушить на поглощение.

Нагнетательные и фонтанные скважины с К_пр 3 /сут·МПа должны глушиться на циркуляцию.

1.Подготовительные работы:

1.1 Проверить герметичность устьевого оборудования и фланцевых соединений;

1.2 Определить величину текущего пластового давления;

1.3 Зафиксировать все основные параметры работы скважины (в соответствии с приложением Д):

1.4 Определить необходимое количество жидкости глушения:

V= V_{НКТвнут} + (V_{э/к внут до НКТ} – V_{НКТнаруж}) + V_{э/к внутр ниже НКТ},м 3 /2/

где: V_{НКТвнут} – внутренний объем НКТ, рассчитывается по формуле:

r_{в нкт} – внутренний радиус НКТ, м;

H_нкт – глубина спуска НКТ, м;

(V_{э/к внут до НКТ} – V_{НКТнаруж}) – объем жидкости в затрубном пространстве;

V_{э/к внут до НКТ} – внутренний объем эксплуатационной колонны до глубины спуска НКТ:

где: r_э/к – внутренний радиус эксплуатационной колонны, м;

V_{НКТ наруж}-наружный объем НКТ, рассчитывается по формуле:

где: r_{н нкт} – наружный радиус НКТ, м;

V_{э/к внутр ниже НКТ}–объем жидкости ниже спуска НКТ, рассчитывается по формуле:

где: H_т.з. – текущий забой, м.

1.5 Произвести расчет плотности жидкости глушения (согласно п. 7.5).

1.6 Приготовить требуемый объем жидкости соответствующейплотности с учетом аварийного запаса, объем которого определяют из геолого-технических условий.

1.6.1 Для скважин I категории объем аварийного запаса жидкости долива принимается равным 15% объема скважины.

1.6.2 Для скважин II категории объем аварийного запаса выбирается в зависимости от проводимых на скважине работ в процессе ремонта. Если работы связаны с воздействием на призабойную зону пласта с применением кислоты, то аварийный запас берется равным 5 % объема скважины.

1.7 Создаваемое давление при глушении скважины не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны, а в случаях негерметичности колонной головки и наличии связи колонного и межколонного пространства не должно превышать давления опрессовки технической колонны. При глушении всех скважин в межколонном пространстве должно контролироваться давление.

1.8 Перед началом глушения всю систему обвязки нагнетательных трубопроводов следует опрессовать на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

1.9 Нагнетательную линию следует оборудовать обратным клапаном.

1.10 Трубное и затрубное пространства необходимо оборудовать манометрами, произвести замеры буферного давления. Замеры буферного давления в скважине производятся в течение 2-3 ч с момента герметизации скважины.

1.11 Произвести разрядку скважины. Разрядка может производиться в разряженную до атмосферного давления нефтелинию или до давления в ней. Допускается разрядка скважины на технологическую емкость с применением жесткой линии.

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

- увеличение срока вывода на режим скважинпосле ремонта, приводящем к сокращению общего рабочего времени и общей добычи нефти;

- снижение продуктивности скважин после некачественного глушения;

- нефтегазопроявлениях в ходе ремонта и повторных глушениях, которые приводят к простоям бригад КТРС, т.е. неэффективному использованию людских ресурсов и техники, приводящие в свою очередь, к простоям других скважин в ожидании ремонта;

- в некоторых случаяхфизическая невозможность глушения скважи-ны и проведения ремонта.

Краткая характеристика работы

§ надежность глушения на период подземного и капитального ремонтов скважин;

§ минимальное влияние ЖГ на фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны пласта (ПЗП);

§ экологическая чистота и соответствие современным требованиям к охране труда рабочего персонала;

§ соответствие экономическим требованиям – относительно низкая стоимость, доступность ЖГ и их компонентов.

Цель работы

Технология глушения скважины

Расстановка техники

Агрегаты должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью.

Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1 м. Выхлопные трубы должны быть оборудованы глушителями и искрогасителями.

НЕ ДОПУСКАТЬ установку агрегата под ЛЭП.

Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными устройствами заводского изготовления и манометрами. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.

Определение давления

Давление определяется при помощи манометра по показаниям стрелки.

На манометре должна быть установлена контрольная стрелка показывающая максимальное рабочее давление.

Манометр выбирается так, чтобы предполагаемые показания рабочего давления находились в средней трети шкалы манометра.

Сборка линий

Испытание на герметичность

После сборки линий производится испытание линий на герметичность.

Закрывается задвижка на ФА;

- удаляется персонал из опасной зоны;

- по команде руководителя работ начинется нагнетание жидкости в напорные линии до 1,5-кратного значения ожидаемого рабочего давления (указано в плане работ);

- линии считаются герметичными, если в течение 3-х минут давление опрессовки не падает.

В случае обнаружения пропусков, давление снизить до атмосферного, произвести устранение пропусков и повторить опрессовку снова.

Закачка раствора глушения

Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном - в затрубное пространство.

Расход жидкости глушения должен выбираться большим, чем производительность скважины, путем регулирования скорости закачки или штуцированием задвижки - для создания противодавления на пласт.

Перед началом закачки жидкости в скважину открыть задвижку на ФА.

При закачке необходимо следить за показаниями манометров и целостности нагнетательных линий.

ЗАПРЕЩЕНО находиться в зонах близлежащих к нагнетательным линиям.

Производится закачка запланированного объема задавочной жидкости.

Если производится глушение в два и более циклов, то скважина закрывается и ставится на отстой на время указанное в плане.

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.

Требования к жидкостям глушения

Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения заканчивается через НКТ, при обратном - в затрубное пространство.

Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.

Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости недопустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляется при ее прокачивании на поглощение.

Требуемую плотность жидкости глушения определяют из расчета создания столбом жидкости глушения давления, превышающего текущее пластовое в соответствии с требованиями ПБНГП.

Не допускается отклонение величины плотности жидкости глушения от установленных проектом величин более чем на ± 20 кг/м 3 .

Таблица 1

Глубина скважины, м	Допускаемые отклонения в (кг/м3)при плотности глушения
До 1300 кг/м3	1300- 1800 кг/м3	Более 1800 кг/м3
До 1200
До 2600
До 4000

Жидкость для глушения скважин должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.

Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.

Жидкость глушения не должна содержать механических примесей с диаметром частиц более 2 мкм. Общее содержание мехпримесей не должно превышать 0,020г/л. (20млг/литр)

Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода.

Жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,1 мм/год.

Жидкость должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях.

Жидкость глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.

Жидкость должна быть технологичной в приготовлении и использовании.

Плотность и вязкость жидкости глушения должны регулироваться. На месторождениях с наличием сероводорода жидкости глушения должны содержать нейтрализатор сероводорода.

Выбор жидкости глушения, а также способов их приготовления (с содержанием твердой фазы на основе минеральных солей, на углеводородной основе, пены) осуществляется в зависимости от горно-геологических и технологических условий работы скважины.

И условий применения

Электролиты	Максимальная плотность рассолов, кг/м 3	Условия применения
ЖГУ NH₄CL	Аномально низкое пластовое давление
КСL NаCl	Нормальное пластовое давление
MgCl₂ КBr СаСl₂ NaBr К₂СО₃ CaBr₂ ZnBr₂ NaCl + Na₂СО₃ NaCl + CаCl₂ NaCl +NaBr CaCl₂ + CaBr₂ CaBr₂ + NaBr CaCl₂ + CaBr₂ + ZnBr₂ ФТП СаBr₂/ZnBr₂	1200…1270 1200…1400 1200…1510 1400…1810 1800…2300 1800…2300 1200…1300 1800…2300	Аномально высокое пластовое давление

Количество циклов глушения

Определяется глубиной спуска оборудования. В 1 цикл глушатся скважины при следующих условиях:

1. При НКТ, спущенных до интервала перфорации, или находящихся не выше 100 метров от него, глушение производится в один цикл. (фонтанная скважина или скважина, оборудованная ШГН с хвостовиком до забоя)

2. Скважины, эксплуатируемые в интенсивном режиме, с ЭЦН, установленным выше 100м от интервала перфорации при условии высокой приемистости скважины и возможности продавки нижерасположенной жидкости в пласт (0% обводненности).

Особый случай глушения в 1 цикл.

3. При высокой (более 50%) обводненности продукции, когда жидкость под насосом представлена чистой пластовой водой, при условии оставления скважины на отстой для оседания ЖГ. Глушение производится в один цикл, но жидкость глушения берется с завышенной плотностью.

В два цикла глушат скважины с насосным оборудованием, расположенным выше 100м над интервалом перфорации, когда закачка жидкости глушения на поглощение невозможна.

Методика расчёта

Объем второго цикла рассчитывается из условия, что он должен быть не менее внутреннего объема эксплуатационной колонны за вычетом объема НКТ в интервале от устья до глубины спуска ГНО (башмак НКТ). Т.е. он должен обеспечивать полную смену жидкости в ходе промывки в указанном объеме.

Величина запаса жидкости глушения составляет 10% от объема.

Пример Расчета требуемой плотности жидкости глушения

1. Расстояние от устья скважины до верхних отверстий перфорации Н=2500м

Пластовое давление Р = 270 атм. (27 Мпа)

Коэффициент безопасности работ 0,05

р_ж= 27,0*(1+0,05)/2500*9,8*10 -6 = 1157 кг/м3

2. Пластовое давление 28,5 МПа

Запас безопасности 0,05

Глубина спуска насоса 2300м

Расстояние от устья до верхних отверстий перфорации 2600м

Под насосом находится пластовая вода pж=1030кг/м3

Давление, создаваемое поднасосной жидкостью:

Р_н = 1030*9,8*(2600-2300)=3028200 Па = 3,03 Мпа

Плотность жидкости глушения:

р_ж= (28,5*(1+0,05)-3,03) / 2600*9,8*10 -6 =1055,5 кг/м3

3. Скважина заглушена жидкостью плотностью 1030 кг/м3 , тем не менее, на буфере скважины отмечено избыточное давление в 25 атмосфер (2,5 МПа). Рассчитать реальную необходимую плотность жидкости глушения, если расстояние от устья скважины до верхних дыр перфорации по вертикали равно 2450 метров.

Р_заб= р*g*H = 1030*9,8*2450*10 -6 =24,73 МПа

p_ж= (2,5 + 24,73)*1,05 / 2450*9,8*10 -6 = 1191кг/м3

Пример Расчет необходимого объема жидкости глушения

Диаметр эксплуатационной колонны скважины Dн=146мм.

внутренний D=126мм.

Диаметр спущенных НКТ d=73мм.

Внутренний диаметр d₁=62мм.

Глубина спуска Н_сп=2435м

Глубина скважины H=2604м.

Рассчитаем объем, занимаемый металлом НКТ:

V_нкт = 2435*3,14*(0,073 2 -0,062 2 ) / 4 =2,84 м 3

Рассчитаем объем внутреннего пространства эксплуатационной колонны:

V_эк=2604*3,14*0,126 2 / 4 = 32,45 м 3

Рассчитаем объем жидкости глушения:

Пример Регулирование свойств жидкости глушения

На скважину завезен раствор с плотностью Рисх = 1180 кг/м3

Задача – снизить плотность раствора до 1100кг/м3

Количество добавляемой воды в литрах

G = 1010*(1180 – 1100)/(1100-1010) = 1010*0,89 = 899 литров

Задание

Произвести расчет плотности и необходимого объема жидкости для глушения скважины, отрегулировать плотность раствора до 1050 кг/м3. Сделать вывод на основе изученного теоретического материала и расчетных данных работы, выбрать ЖГ. Дать характеристику выбранному оборудованию для процесса глушения. Исходные данные по вариантам в табл. 7 и 8.

Варианты в таблице 7 и 8. Из табл. 7 берутся данные по последней цифре зачетной книжки, а из табл. 8 – по предпоследней цифре зачетной книжки.

№ задания	Диаметр эксплуатационной колонны, мм	Дополнительное условие	Δ – толщина стенки эксплуатационной колонны, мм	Диаметр НКТ, мм
100% обводненность поднасосной жидкости в условиях отстоя
На буфере скважины отмечено избыточное давление (1030 кг/м3)
На буфере скважины отмечено избыточное давление (1030 кг/м3)
Полная замена скважинной жидкости жидкостью глушения
100% обводненность поднасосной жидкости в условиях отстоя
Полной замене скважинной жидкости жидкостью глушения
На буфере скважины отмечено избыточное давление (1030 кг/м3)
100% обводненность поднасосной жидкости в условиях отстоя
На буфере скважины отмечено избыточное давление (1030 кг/м3)
100% обводненность поднасосной жидкости в условиях отстоя

Практическая работа № 2

Введение

- снижение продуктивности скважин после некачественного глушения;

- в некоторых случаяхфизическая невозможность глушения скважи-ны и проведения ремонта.

Краткая характеристика работы

§ надежность глушения на период подземного и капитального ремонтов скважин;

§ минимальное влияние ЖГ на фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны пласта (ПЗП);

§ экологическая чистота и соответствие современным требованиям к охране труда рабочего персонала;

§ соответствие экономическим требованиям – относительно низкая стоимость, доступность ЖГ и их компонентов.

Перед проведением в скважине ремонтных работ, скважину необходимо заглушить путём замены имеющейся в скважине жидкости на промывочный раствор заданной плотности. Для этого в скважину закачивается раствор глушения с плотностью, обеспечивающей предотвращение поступления флюида из продуктивного пласта в кольцевое пространство. Закачку раствора глушения можно осуществлять прямой или обратной промывкой.

Работа содержит 1 файл

Глушение скважины при КРС.docx

Глушение скважины при КРС

Расчёт параметров глушения скважины

Плотность раствора глушения можно определить по формуле:

ρгл = 1.1×Рпл / g×Нп.пп (1)

где: Рпл - пластовое давление, Па;

Нп.пп - глубина подошвы продуктивного пласта, м;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

Объем раствора глушения можно определить по формуле:

где: Wскв - объем скважины, м3;

Wскв = Wнкт + Wкп (3)

где: Wнкт - объем колонны НКТ, м3;

Wкп - объем всего КП скважины, м3

Имитация глушения скважины при КРС

Задача “ИМИТАЦИЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ ПРИ КРС” моделирует процесс замены старого раствора в скважине на раствор глушения с целью дальнейшего ремонта скважины.

В процессе работы имитационной задачи не контролируются требуемый объем раствора глушения и корректные диапазоны по плотности и расходу при закачке, а только правильная последовательность действий и общие аварийные ситуации, такие как поглощение, проявление и т.д.

Модель имеет следующие ограничения и допущения:

• поэтапная схема работы задачи (строгая последовательность действий);

• глушение осуществляется прямой или обратной промывкой;

• используется только одноразмерная колонна нагнетательных труб (НКТ);

• НКТ спущена до продуктивного пласта;

• глушение осуществляется за один этап;

• продуктивный и слабый по гидроразрыву пласт находятся на забое скважины.

Для управления имитационной задачей используются:

пульт управления ЦС;

• пост фонтанной арматуры

Последовательность действий обучаемого состоит в следующем:

1. Установка начальных ( стартовых) значений.

При прямой промывке:

На посту манифольда:

• закрыть задвижку линии обратной промывки;

• открыть задвижку прямой промывки;

• закрыть задвижку обратной промывки;

• открыть задвижку линии прямой промывки.

На посту фонтанной арматуры:

• закрыть пробковый кран 7 (верхний левый);

закрыть пробковый кран 8 (верхний правый);

• закрыть пробковый кран 9 (нижний левый);

• закрыть пробковый кран 10 (нижний правый);

• закрыть пробковый кран лубрикатора;

• открыть центральный пробковый кран.

На пульте управления ЦС:

• выключить привод насоса;

• трехходовой кран в положение - емкость 0 (закр);

• одинаковую плотность раствора в ёмкости 1 и ёмкости 2 равную 0.8 -0.9 г/см3 (плотность нефти).

Плотность, заданная до “Старта” задачи, определяет плотность раствора в скважине.

Произвести “Старт” задачи.

При неверной установке начальных условий старт задачи не производится и регистрируется ошибка начальных условий.

При обратной промывке:

На посту манифольда:

открыть задвижку линии обратной промывки;

• закрыть задвижку линии прямой промывки;

• закрыть задвижку прямой промывки;

• открыть задвижку обратной промывки.

На посту фонтанной арматуры:

• закрыть пробковый кран 7 (верхний левый);

• закрыть пробковый кран 8 (верхний правый);

• закрыть пробковый кран 9 (нижний левый);

• закрыть пробковый кран 10 (нижний правый);

• закрыть пробковый кран лубрикатора;

• открыть центральный пробковый кран.

На пульте управления ЦС:

• выключить привод насоса;

• трехходовой кран в положение - емкость 0 (закр);

• одинаковую плотность раствора в ёмкости 1 и ёмкости 2 равную 0.8 -0.9 г/см3 (плотность нефти).

Плотность, заданная до “Старта” задачи, определяет плотность раствора в скважине.

Произвести “Старт” задачи.

2. Расчет параметров глушения.

2.1 По формулам (2, 3) рассчитывается необходимый объем раствора глушения.

Контроль и распознавание аварийных ситуаций

При управлении ИМИТАТОРОМ КРС в процессе имитации глушения скважины воз-можны ошибочные действия, которые при управлении установкой КРС могли бы привести к поломкам оборудования или авариям в скважине.

Реакция ИМИТАТОРА КРС на такие ошибки состоит в следующем:

• выдается сигнал об ошибке - загорается красная лампочка на пульте бурильщика, пульте ЦС, пульте гидроразрыва пласта и стойке показывающих приборов (в инженерном варианте красный сигнал появляется в левом верхнем углу экрана);

• если ошибочные действия привели к изменению параметров технологического процесса, то эти изменения отражаются на показывающих контрольно-измерительных приборах (в инженерном варианте в бланках оперативной информации).

название ошибки и начисленное штрафное время записываются в журнал (протокол выполнения задачи) обучаемому, которые после выполнения задачи можно вывести на печатающее устройство.

Ниже приводится перечень возможных ошибок управления, описание реакции на ошибки, способы исправления ошибок, если они не приводят к необратимым (для условий установки КРС) последствиям:

В процессе закачки раствора глушения рекомендуется поддерживать забойное давление в следующем диапазоне:

то имеет место аварийная ситуация “ПОГЛОЩЕНИЕ”. При этом стрелками на мультипликации призабойной зоны скважины показывается поступление раствора в пласт. Для ликвидации аварийной ситуации нужно, управляя расходом снизить забойное давление.

Для учеников 1-11 классов и дошкольников
Бесплатные сертификаты учителям и участникам

Описание презентации по отдельным слайдам:

к.т.н., доцент кафедры РиВС Паршукова Л.А.

Актуальность работы
Поскольку в настоящее время большинство крупных месторождений отечественной нефтегазовой отрасли находится на поздней стадии разработки, проблема глушения скважин становится особенно актуальной. Первоочередной проблемой при этом являются осложнения связанные с поглощениями технологических жидкостей.

В процессе глушения скважины заполняются жидкостями различного состава и плотности, при это возникает ряд негативных физико-химических явлений, ухудшающих фильтрационные свойства призабойной зоны продуктивного пласта, уменьшающие долговечность скважин:
механические, связанные с процессом разрушения горных пород и созданием выработки - ствола скважины;

гидродинамические, заключающиеся в создании на забое скважин при вскрытии, обработке и глушении пластов избыточных давлений, следствием которых является проникновение жидкости глушения или используемых составов в околоскважинную область;

физико-химические, сутью которых является отличие по составу и свойствам проникающих в призабойную зону скважины (ПЗС) жидкостей и реагентов.

Эффективность внедрения технологических растворов для ремонта скважин на основе реагента НТЖ-ЗМ1 на Уренгойском НГКМ

Физические свойства НТЖ-ЗМ1:

Условная вязкость - 27 сек. при 20 °C
Плотность - 1,01 г/см3;
Температура замерзания – 55 °С.

С целью определения влияния на проницаемость нижнемеловых отложений УНГКМ реагента НТЖ-3М1 проведен комплекс лабораторных исследований.
В результате установлено, что:
проницаемость образцов керна после воздействия НТЖ-3М1 не снизилась, а в отдельных случаях отмечалось улучшение последней;
при воздействии на водонасыщенные образцы керна жидкостью на основе НТЖ-3М1 отмечается значительное улучшение их фильтрационных характеристик, причем после прокачки водных растворов НТЖ-ЗМ1 на 80 – 100%, а в отдельных случаях достиг 136%. Для сравнения по водометанольному раствору этот показатель составляет 45 – 50%; а по солевым растворам – 42 – 50%;
применение технологической жидкости НТЖ-3М1 в качестве жидкости глушения совместимо со всеми водорастворимыми реагентами и материалами, используемыми при капитальном ремонте;
выявлена возможность загущения растворов на основе НТЖ-ЗМ1 связывающими добавками и изменения их реологических свойств в широком диапазоне, что делает их универсальным при ремонте скважин.

Таблица 1 Сравнительные данные по затратам времени и материалов при
ремонте скважин с применением НТЖ-ЗМ1, солевых растворов и ВМР.

Таблица 1 (продолжение) Сравнительные данные по затратам времени и материалов при ремонте скважин с применением НТЖ-ЗМ1,
солевых растворов и ВМР.

Зависимость расхода жидкости глушения от вида проводимого ремонта

Темп выхода скважин на рабочий режим после глушения и ремонта с применением НТЖ-ЗМ1 и ВМР

сохраняют фильтрационные свойства пласта на уровне доремонтных;
обеспечивают в процессе ремонта устойчивую циркуляцию жидкости в стволе скважины без поглощений, расход химреагентов при этом снижается в 1,5 - 2 раза;
способствуют очистке призабойной зоны (ПЗП), тем самым, сокращая сроки освоения и вывода скважин на оптимальный режим работы в 2 - 2,5 раза;
фактический экономический эффект от внедрения жидкости глушения на основе реагента НТЖ-ЗМ1 при глушении 7-ми скважин за счет снижения сроков капитального ремонта и снижения расхода химических реагентов составил более миллиона рублей;

В результате всесторонних, исследований технологических параметров рецептур жидкостей глушения на основе реагента НТЖ-ЗМ1 установлено, что исследуемый тип реагента при широком внедрении позволит повысить эффективность ремонтных работ за счет:

высокого уровня технологичности, т.е. возможности регулирования реологических и фильтрационных свойств;
сохранения гидропроводности призабойной зоны пласта;
повышения надежности и технологичности проводимых работ в условиях репрессии на пласт, в 1,5 - 2 раза превышающей пластовые давления.

Читайте также: