Как посчитать плотность глушения скважины

Особенности методов расчета глушения скважины

Глушением скважины называется процесс, который направлен на создание обратного давления на горные пласты и прекращение появления флюида породы. Расчет глушения скважины, цели и задачи которого состоят в обеспечении особых условий при ее бурении, производится на стадии до текущих ремонтных работ либо до капремонта скважины. Главным требованием считается соблюдение правил безопасности производства, а также предупреждение выбросов энергоресурсов (нефти и газа) в процессе работы.

Основные особенности процесса

Глушение скважины может производиться несколькими методами: чаще всего для этого используют специальные жидкости или пену. Благодаря этим веществам можно создать нужный уровень давления в забое, который превысит показатель пластового. Растворы могут быть на водной основе с содержанием солей или элементов для придания определенной густоты, а в качестве пены применяются двух- и трехфазные составы.

Замена жидкости в забое приводит к промыванию всей скважины, при этом обязательно нужно учесть в расчетах показатели насосно-компрессионных труб до максимально допустимого уровня. Требуется принять во внимание при расчете и замену жидкости на участке устья, которая осуществляется по очереди; при этой работе применяется раствор, которым заполняется вся скважина. Необходимо внимательно отнестись к качеству раствора, его физиологическим характеристикам (плотность, состав и т.д.), равно как и при использовании пены.

Ключевые требования к растворам для глушения скважин

Среди основных требований, которые выдвигаются к жидкостям, используемым в глушении скважин, можно назвать следующие:

Если в ходе метода расчета глушения скважины нужно улучшить либо воссоздать необходимые свойства ствола, жидкость может иметь в составе добавки, которые могут снизить натяжение на пограничной полосе с нефтяным продуктом, усилить водоотталкивающую функцию, снизить процент водного насыщения и т.д. Это могут быть различные реагенты или поверхностно-активные вещества, а также ингибиторы. Благодаря использованию таких растворов можно уменьшить время вывода скважины в режим готовности, увеличить полезный объем добываемого продукта, во многом по причине снижения процента содержания воды.

Цели расчетов и задачи процесса

При осуществлении работы по расчетам и глушению нефтяной скважины необходимо определить ряд целей и задач, которые актуальны при работе с жидкостями:

При повышенном температурном режиме раствор с качественным составом имеет свойства устойчивости к перепадам температур, а также морозостойкости, что актуально в осенне-зимний период. Кроме того, жидкость не должна иметь токсичных элементов в составе, она должна быть огнестойкой и безопасной с точки зрения подверженности взрывам.

Вычисление объема растворов

Чтобы произвести методы расчета глушения скважин для горных пластов под нефтяную скважину, необходимо провести несколько действий; важно также соблюсти требования правил по безопасности. Для правильного вычисления объема жидкости, которая нужна для глушения, нужно узнать объем самого столба. При этом берется во внимание не только объем НКТ, но и толщина трубочных стенок, а также глубина, на которую их предстоит опустить.

При вычислении объема жидкости необходимо произвести нижеописанные методы расчетов.

V жг = (V эк – V нкт – V шт)*Кз

измеряется в кубометрах.

V нкт = (пх(d – d 1)/ 4) х Hсп

Эффекты отклонений при изменениях в плотности раствора

При чрезмерном впитывании жидкости, которая используется при глушении нефтяной скважины, требуется использовать специальные средства для блокировки данного эффекта. При этом нужно вычислять плотность раствора, для чего берется метод расчета по формуле выявления давления, которое находится в прямой зависимости от уровня жидкости, превышающего давление горного пласта. Отклонения по показателям растворной плотности не должны превышать 20 кг на кубометр в любую сторону.

Уровень коррозийного давления должен быть как можно ниже. Используемый раствор не должен кристаллизоваться при наступлении холодов, т.е. ему необходимо иметь термоустойчивые свойства. Требуется также контролировать уровень плотности раствора, степень его вязкости. В случаях, если разработка и последующее глушение нефтяной скважины производится в пластах, содержащих сероводородные месторождения, раствор должен нейтрализовать его воздействие на шахту.

Для того, чтобы замена раствора на свежий при глушении скважины уложилась в один цикл, необходимо вычислить при расчетах удельный вес по следующей формуле:

pж = P пл х (1 + П) / Н х 0,098

Особенности глушения скважины за единичный цикл

Проводить глушение в таких условиях становится возможным при соблюдении ряда аспектов:

Также методы глушения скважин могут производиться при использовании минимального объема раствора с крупным удельным весом. Суть метода расчета в данной ситуации заключается в том, что жидкость в пластах и сама нефть начинают расслаиваться, когда флюид, который расположен в шахте, неподвижен. Изначально считается, что при закрытой скважине происходит распад воды в стволе на различные фракции, а расположенная под насосным оборудованием жидкость считается водой в горных пластах.

Заглушка может проводиться в течение цикла, а раствор, используемый при этом, должен иметь повышенный показатель плотности. Подобные методы глушения скважин могут быть применены при соблюдении следующих правил:

Потребуется узнать плотность жидкости, используемой для глушения скважины, на объем столба при спуске, при котором давление воды будет иметь нужный показатель.

В процессе будет происходить смешение тяжелого раствора с водой в пластах породы, когда первый будет оседать. Сама вода при этом залегает ниже точки приема насосного оборудования. Долив жидкости при методике глушении нужно проводить посредством удельного веса самого раствора, который имеет средний арифметический показатель по всему стволу. Формула метода расчета для глушения:

pж = (P пл х (1 + П) – Р н ) / Н х 9.8 х 10.6

Особенности метода глушения скважин с применением пены

Перелив пены из ствола может происходить по следующим причинам:

Данные процессы при глушении случаются единовременно, и если вся энергия, которая приводит к расширению пены, равна росту ее объема, а также затратам на трение, перелив заканчивается.

Таким образом, чтобы перелива субстанции из ствола не произошло, глушение должно производиться с учетом закачивания некоторого количества раствора не только между трубой и пластами, но и в саму трубу. Давление раствора в этом случае уравновешивает давление, которое образуется от самой пены, поскольку происходит ее расширение от перепада температур, наличия дополнительного тепла и упругости.

Общая формула зависимости:

Ргр = Ртр п + Ртра + Pv

Показатель ргр уточняется по промысловой информации в ходе глушения.

Источник

Выбор плотности жидкости глушения

Жидкость глушения должна отвечать по категориям скважин следующим обязательным условиям (гидростатическое давление столба жидкости в скважине должно превышать пластовое давление):

Плотность (удельный вес) жидкости для глушения скважин рассчитывается в зависимости от величины пластового давления и расстояния от устья скважины до ВНК (по вертикали), указанных в плане на ремонт скважины, по формуле 6.5:

(6.5)

r_жг— плотность жидкости глушения, г/см 3 ;

Р_{пл —} текущее пластовое давление, атм.;

К_зп — коэффициент запаса;

Коэффициент запаса используется в зависимости от категорий скважин и равен:

для 1 категории Кзп = 1, l;

для 2 категории Кзп = 1,08;

для 3 категории Кзп = 1,05;

(6.6)

Alt – альтитуда устья скважины, м.

Для скважин, в которых вскрыто несколько пластов с разным пластовым давлением и расстояние между ними составляет более 50 м., в расчетах принимается величина Н_внк равное расстоянию от устья скважины до границы ВНК с более высоким пластовым давлением.

Если величина пластового давления неизвестна, то ее можно рассчитать по формуле 6.7:

(6.7)

На фонтанных скважинах текущее пластовое давление замеряется глубинным манометром.

При глушении скважин несколькими циклами время замещения жидкости в скважине (с меньшей плотностью) на жидкость глушения определяется приближенно по формуле 6.8, (час):

(6.8)

Расчет количества материалов для приготовления жидкости глушения

Количество реагентов (NaCl, CaCl₂), требующееся для приготовления необходимого объема жидкости глушения определенной плотности, рассчитывается по формуле 6.9:

(6.9)

Расчет объема жидкости для глушения скважины

Объем жидкости для глушения скважины (формула 6.10) и количество циклов глушения определяются расчетным путем в зависимости от расстояния от устья скважины до кровли пласта, диаметров эксплуатационной колонны и НКТ, и объема жидкости находящейся в кольцевом пространстве.

Параметры обсадных труб представлены в таблице 6.90

(6.10)

Объем первого и последующего циклов глушения (кроме последнего) формула 6.11.

(6.11)

Объем последнего цикла глушения (формула 6.12).

(6.12)

Дата добавления: 2018-04-15 ; просмотров: 2829 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник

Определение плотности жидкости глушения.

2.1. Плотности 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%.

(формула 1)

Для скважин с обводненностью продукции 80% и более и газовым фактором не более 100 м 3 /м 3 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 м 3 ) должен быть загущен полиакриламидом или КМЦ.

При отсутствии достоверных данных о текущем пластовом давлении, не позднее, чем за трое суток до ремонта скважины оно должно быть определено.

(формула 2)

На фонтанных скважинах текущее пластовое давление замеряется глубинным манометром.

Для глушения, в ОАО «Томскнефть» ВНК, используются следующие жидкости глушения:

Количество реагента (NaCl, CaCl₂), требующегося для приготовления необходимого объема жидкости глушения определенной плотности, рассчитывается по формуле:

жидкости глушения, г/см 3

При приготовлении жидкости глушения можно пользоваться данными, приведенными в «Приложение-1».

Дата добавления: 2016-03-05 ; просмотров: 7653 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Ликвидация газонефтеводопроявлений, глушение скважин.

Глушение скважин

Технико-технологические требования по предупреждению газонефтеводопроявлений

В целях предупреждения нефтегазопроявления при текущем и капитальном ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин до и во время их ремонта необходимо создать противодавление на продуктивный пласт жидкостью определенного удельного веса – «жидкость глушения», свойства которой должны отвечать следующим требованиям:

Существующие способы глушения скважин основаны на применении двух видов жидкостей или их сочетаний.

1 способ – глушение жидкостями на водной основе:

2 способ – глушение жидкостями на углеводородной основе (обратные эмульсии)

3 способ – объединяет преимущества двух первых способов глушения, включает в себя комбинированное применение обратной эмульсии и минерализованной воды. Технология основана на естественным осаждением на забой, в интервале перфорации, более тяжелой обратной эмульсии по сравнению со скважинной жидкостью, после чего производится промывка минерализованной водой необходимой плотности.

Плотность обратной эмульсии 1060 – 1350 кг/м3. На месторождениях Западной Сибири рекомендуется использовать составы обратной эмульсии на СаСl2. Объем обратной эмульсии 3-6 м3.

Существуют два пути повышения качества жидкости глушения на водной основе: использование солей обратных ПАВ, или добавка ПАВ в солевые растворы. Это связано с тем, что при глушении скважин солевым раствором (при проникновении его в продуктивный пласт) происходит снижение фазовой проницаемости для нефти, в результате увеличиваются сроки освоения и вывода скважин на рабочий режим, снижаются дебиты и послеремонтный период эксплуатации, что обуславливает значительный недобор нефти.

Технология глушения скважин жидкостями на углеводородной основе (обратными эмульсиями) позволяет избежать многих недостатков жидкостей глушения на водной основе. Низкая фильтруемость обратных эмульсий в пласт, надежная стабилизация водной дисперсной фазы ПАВ, эмульгаторами и стабилизаторами, исключает негативное влияние на продуктивный пласт. Наоборот, фильтрация дисперсной среды (нефти, легких нефтепродуктов в смеси с ПАВ) в призабойную зону пласта положительно действует на нефтяной пласт.

Определение плотности жидкости глушения

Плотности 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%.

Коэффициент запаса (величиной 10 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.

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.

Для глушения, в ОАО «Томскнефть» ВНК, используются следующие жидкости глушения:

Вид жидкости глушения

Раствор хлористого натрия

Раствор Хлористого кальция

Количество реагента (NaCl, CaCl2), требующегося для приготовления необходимого объема жидкости глушения определенной плотности, рассчитывается по формуле:

Не допускается отклонение величины плотности жидкости глушения от расчетной более чем на + 0.02 г/см3. Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения:

Глубина скважины, м

Допустимые отклонения при плотности

жидкости глушения, кг/м2

Расчет 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 по формуле:

Примечание: Для практических расчетов, в связи с многообразием диаметров эксплуатационных колонн, а иногда и отсутствием данных по толщине стенки эксплуатационной колонны предлагается:

Формула, определяющая объем жидкости, вытесняемой металлом штанг:

Средневзвешенный диаметр штанг определяется:

dштСр=((dшт1 х h1) + (dшт2 х h2) + (dшт3 х h3)/Hсп

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

Количество циклов определяется:

Так как количество циклов глушения определяемое по вышеприведенной формуле всегда будет дробным, а объем последнего цикла глушения, при округлении в меньшую сторону, всегда был большим, что не обеспечивало качественного глушения на последней стадии и перерасход жидкости глушения вводится следующая методика расчетов объемов последующих циклов.

При 2.5 Кц = 2 объема второго цикла вычисляется по формуле:

При 3.5 Кц = 2.5 объем третьего цикла вычисляется по формуле:

объем второго цикла

При Кц 3.5 объем четвертого и второго циклов глушения вычисляется по формуле:

объем третьего цикла вычисляется по формуле:

Подготовительные работы к глушению скважины.

Технология глушения скважины

где: Vотн – 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);

Нж1.2…n-1 – высота столба закаченной жидкости (приведенная к внутреннему объему эксплуатационной колонны) при первом и последующих циклах глушения, м;

Нз1.2…n-1 – высота замещения скважинной жидкости – жидкостью глушения (взятая от низа спущенного в скважину оборудования Нсп до границы раздела скважинной жидкости и жидкости глушения. При первом цикле глушения – до башмака скважины), м;

tо – продолжительность отстоя, час.

Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением.

Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением производится сеноманской или подтоварной водой без создания противодавления на пласт. Для предотвращения ухудшения притока жидкости из пласта к закачиваемой в скважину воде добавляются химреагенты (КМЦ, ПЭО, ПАВ). Добавку указанных и других химреагентов производить по специальным методикам. Приготовление жидкости глушения с добавкой химреагентов необходимо производить путем интенсивного их перемешивания. Закачку жидкости глушения в скважину с добавкой химреагентов осуществлять при первом цикле глушения.

Источник

Определение плотности жидкости глушения

Расчет глушения

Сборка линий

Технология глушения скважины при ремонте

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 (рис. 4.2.2).

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 уплот-нительного 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 испытание линий на герметич­ность:

Остановить Произвести Жидкость глушения Произвести

ЭЦН, сбить первый цикл как более плотная второй цикл

сливной закачки замещает нефть закачки ЖГ. При

клапан жидкости в нижней части необходимости

глушения скважины. Время циклы

Рис. 4.2.3. Глушение скважины, оборудованной ЭЦН

— закрывается задвижка на ФА; удаляется персонал из опасной зоны;

— по команде руководителя работ начинается 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.

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 (см. «Замер плотности»).

Глушение скважин, оборудованных ЭЦН, в зависимости от глу­бины установки насоса производят в два и более приема, после оста­новки скважинного насоса и сбивания циркуляционного клапана (рис. 4.2.3).

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.

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.

Плотность жидкости глушения скважин рассчитывается в зависи­мости от величины пластового давления и расстояния до ВНК по вер­тикали (в практике работ — до кровли пласта), указанных в плане ре­монта скважины. Погрешность в расчетах на кровлю пласта незначи­тельна и составляет менее 0.1%.

где Y_dltz — плотность жидкости глушения, г/см 3 ; Р_т — текущее пласто­вое давление, атм; К₃ — коэффициент запаса, равный 1,10,%; Н— глу­бина скважины до кровли пласта или ВНК, м.

Коэффициент запаса (величиной 10% 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 (табл. 4.2.3).

Для скважин с обводненностью продукции 80% и более и газовым фактором не более 100 м 3 /м 3 допускается уменьшение коэффициен­та запаса до 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 м 3 ) должен быть загущен полиакриламидом или КМЦ.

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 Р_ш6 — избыточное давление на устье скважины, атм.

На фонтанных скважинах текущее пластовое давление замеряется глубинным манометром.

Расчет количества химреагентов для приготовления растворов глу­шения

Количество реагента (NaCl, СаС1₂), требующегося для приготов­ления необходимого объема жидкости глушения определенной плот­ности, рассчитывается по формуле:

Таблица 4.2.3. Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения

Глубина Допустимые отклонения при плотности

скважины, м жидкости глушения, кг/м 2

____________ до 13001300-1800более 1800

При приготовлении жидкости глушения можно пользоваться дан­ными, приведенными в Приложении 1.

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 по формуле:

Примечание. Для практических расчетов, в связи с многообразием диаметров эксплуатационных колонн, а иногда и отсутствием данных по толщине стенки эксплуатационной колонны, предлагается:

— внутренний диаметр э/к d — 127мм считать равным 113 мм (тол­щина стенки 7 мм);

— внутренний диаметр э/к d — 146 мм считать равным 130 мм (тол­щина стенки 8 мм);

— внутренний диаметрэ/Kd— 168,3 мм считатъравным 152,3 мм (тол­щина стенки 8 мм).

Формула, определяющая объем жидкости, вытесняемой металлом НКТ (без учета муфт):

где d_HKm и d_HKmB — соответственно, внешний и внутренний диаметр НКТ, мм; Д,_н — глубина спуска насоса, м.

Формула, определяющая объем жидкости, вытесняемой металлом штанг:

Средневзвешенный диаметр штанг:

Объем 1-го цикла глушения должен соответствовать объему меж-

ду внутренним диаметром э/к и внешним НКТ до глубины спуска на­соса. Объем 1-го цикла определяется по формуле

Так как количество циклов глушения, определяемое по вышепри­веденной формуле, всегда будет дробным, а объем последнего цикла глушения, при округлении в меньшую сторону, всегда был большим, что не обеспечивало качественного глушения на последней стадии и перерасход жидкости глушения, то вводится следующая методика рас­четов объемов последующих циклов.

При 2,5 К_ц = 2, объем второго цикла вычисляется по формуле

При 3,5 К_ц = 2,5 объем третьего цикла вычисляется по формуле

Объем второго цикла

При К_ц 3,5, объем четвертого и второго циклов глушения вычис­ляется по формуле:

Объем третьего цикла вычисляется по формуле:

Источник