Методика розрахунку глушіння свердловини із застосуванням спеціального розчину

Операція глушіння свердловин має основне завдання, повязану із забезпеченням спеціальних умов роботи при бурінні свердловин ремонтними або буровими бригадами.

Дуже важливо, щоб ці умови були безпечними, а нафтогазові викиди своєчасно запобігали.

Підготовчі роботи

Вирішити проблему слід при використанні спеціальних складів, що дозволяють здійснювати глушіння свердловинних покладів пластів. Вони дають можливість створити на забої необхідний тиск, рівень якого вище, ніж у пластового.

Причому спеціально для цієї мети використовують водні розчини з додаванням загусники або мінеральної солі.

В цілому підготовку забою свердловини слід проводити з метою повторного розтину, щоб обробляти привибійну зону або здійснювати проведення ремонтних робіт. При цьому проводиться заповнення кожного стовбура спеціальною рідиною, яка необхідна для глушіння пластів.

Процес виконання робіт у вибої, повязаний із заміною води, зводиться до здійснення промивки всього стовбура. Разом з тим враховується показник НКТ до рівня забою, який є допустимим.

Повинна враховуватися і почергова підміна води на ділянці забою, що відзначається як "гирлі-насос". Використовують спеціально підготовлений розчин, якій наповнюється весь стовбур. З цієї причини необхідно забезпечити нормальні умови для контролю технологічних характеристик використовуваної рідини з урахуванням її щільності.

технологічні особливості

Виділяють головні цілі, а також завдання, повязані зі здійсненням операцій по глушіння свердловин на основі важливих характеристик використовуваної рідини:

• вона повинна дозволяти встановити на забої необхідний рівень тиску, яке не вище, ніж пластовий;
• її склад є інертним до пластової породі з точки зору хімічного впливу на породу;
• порода в забої повинна бути сумісна з розчином глушіння, що дозволяє виключити процес кольматации пір пластів свердловини частинками з жорсткою структурою;
• вміст завислих часток не може перевищувати 30 мг / л;
• глинисті частинки повинні піддаватися інгібуючій впливу при наявності фільтрату складу глушіння, що дозволить попередити набухання частинок при установці певного рівня рН води в пластах свердловини;
• спеціальна рідина не може бути барєром;
• за рахунок неї забезпечується гідрофобізація колекторів, відбувається зниження пластового тиску капілярів, зниження міжфазного натягу, характерного для кордону розділу фаз, де потрібно процес гідрофобізації;
• характеристики досліджуваної рідини виключають її поглинання пластами;
• обладнання для буріння не може піддаватися впливу спеціальної рідини;
• процес корозії відбувається зі швидкістю нижче 0.12 мм / рік.

В умовах високих температур якісна рідина глушіння характеризується властивістю термостабильности і морозостійкості в холодний сезон. Властивості горючості не є прийнятними для складу спеціального розчину, для неї характерна вибухопожежобезпеку, нетоксичність.

Методика проведення розрахунку

обсяг рідини

Проводити розрахунок глушіння свердловинних покладів пластів можна при виконанні встановлених етапів. При цьому слід дотримуватися відповідних заходів безпеки. Щоб правильно визначити обсяг розчину, використовуваного в процесі здійснення глушіння, слід обчислити V свердловинного стовпа всередині.

Обовязково слід врахувати не тільки величину обсягу насосно-компресійних труб, але і товщину їх стінок, враховується і величина глибини спуску.

Щоб визначити обсяг (V) рідини, проводяться такі розрахунки:

V ЖГ = (V ек - V нкт - V шт) * Кз,

де V ек = (п D2 / 4) * H - показник обсягу для експлуатаційних колон свердловини (ЕКС), м ;

Н - показник глибини стовпа, м;

D - значення діаметра колони (внутрішнього), м;

Кз - рівень коефіцієнта запасу;

V нкт - обсяг спеціального розчину, який витісняється металом насосно-компресійних труб, м ;

V нкт = (пх (d - d 1) / 4) х Hсп,

де d, d 1 - величини діаметра, як внутрішнього, так і зовнішнього, що відносяться до НКТ, м;

Н сп - рівень глибини для спуску насоса, м;

V шт - обсяг, який витісняє матеріал штанг (метал), куб.м (при їх наявності).

Розглянемо приклад розрахунку розчину глушіння свердловин.

Дано розміри діаметра ЕКС і НКТ в свердловині D н = 146 мм (D = 126 мм) і d = 73 мм (d 1 = 62 мм).

Значення глибини свердловини і спуску відповідно рівні ВНК Н = 2604 м і НВВ = 2435 м. Слід зробити розрахунок обсягу, який займає НКТ: Vнкт = 2435х3.14х (0.0732 - 0.0622) / 4 = 2.84 куб.м.

Необхідно обчислити обєм місця ЕКС (внутрішнього): V ек = 2604х3.14х0.1262 / 4 = 32.45 куб.м. Слід зробити розрахунок обєму рідини глушіння свердловин: V ЖГ = 1.1х2.84 + 32.45) = 38.8 куб.м.

Якщо поглинання розчину глушіння свердловини пластами набагато більше, ніж потрібно, то необхідно застосовувати блокуючий склад.

Щільність для розчину глушіння

Для обчислення щільності беруть за основу розрахунок, який застосовується при розрахунку тиску, що залежить від стовпа розчину, яке перевищує існуючий тиск пласта відповідно до встановлених вимог. Вони не повинні допускати наявності відхилень рівня щільності розчину від передбачених планом значень більше ніж на ± 20 кг / куб.м.

Корозійне тиск розчину повинно бути на низькому рівні. Рідина глушіння повинна мати властивість термостабильности, коли не відбувається її кристалізація на поверхні пласта в зимовий період. В процесі виготовлення і застосування розчину повинна дотримуватися технологія.

Необхідно спеціальне регулювання показника щільності і вязкості рідини. Якщо нафтове або газове родовище має ділянки, де міститься сірководень, то спеціальна рідина повинна мати нейтралізатор даної речовини. Вибирати склад слід відповідно до рівня якості твердої фази, враховуючи технологічні умови і гірничо-геологічні особливості роботи забою свердловини.

Щоб повністю замінити рідину глушіння в цикл, рівний 1, слід розрахувати величину питомої ваги: pж = P пл х (1 + П) / Н х 0,098,

де:

рж - значення щільності свердловини рідини, г / куб.см;

Р пл - показник тиску пласта, МПа.

Н - довжина відстані від ВНК пласта до свердловинного гирла, м.

П - показник, повязаний з безпекою робіт, продуктивністю і газосодержания, який визначається глибиною стовбура свердловини.

Розглянемо спеціальний розрахунок для визначення щільності свердловини рідини. Є відстань по вертикалі від гирла ствола до ВНК Н = 2500 м. Тиск (пластовий) становить Р = 270 МПа. Рівень безпеки повязаний з показником 0.05, рж = 270х (1 + 0.05) / 2500х0.098 = 1.157 г / куб.см.

Вимога до процесу

Глушити свердловини за один цикл можна за наявності умов:

1. При НКТ, які опущені до проміжку перфорації або містяться не вище 100 м від нього, здійснюють заглушку за 1 цикл.
2. Свердловини, інтенсивно використовуються з УЕЦН, змонтовані вище 100 м від проміжку перфорації, при дотриманні в свердловині умови високого рівня приемистости і здатності до продавкі води, яка розташована нижче.
3. При досить високому рівні (більше 50%) обводнення, за умови, що свердловина перебувала в закритому стані більше 2-ух доби.

Можливе застосування методу глушіння найменшим обсягом з великою питомою вагою рідини для заглушки. Фізичний сенс розрахунків полягає в тому, що при нерухомості перебуває в свердловині флюїду здійснюється розшарування пластової рідини і нафти. За замовчуванням приймається, що при закритому стані в стовпі свердловини вийшло розшарування на фракції свердловини води, а рідина під насосом подається як пластової води.

Заглушка здійснюється в 1 цикл, а спеціальна рідина для цієї мети береться за наявності завищеною щільності. Заглушка повязана з великою питомою вагою, але найменшим обсягом. Метод заглушки допускається, якщо:

• час простою свердловини в закритому стані перевершує 48 годин;
• обводненість свердловини продукції> 50%.

Необхідно вирахувати щільність розчину глушіння на обсяг свердловини спуску ЕЦН, при якому буде створюватися необхідне гідростатичний тиск стовпа води з показником безпеки.

Розчин, який є важким, в процесі його осідання буде перемішуватися з пластової водою, що знаходиться нижче прийому насоса до питомої ваги, використовуваного планом робіт. При цьому необхідно зрозуміти, що долив свердловини в процесі підйому інструменту необхідно створювати питомою вагою розчину глушіння, усередненого по всій свердловині.

pж = (P пл х (1 + П) - Р н) / Н х 9.8 х 10.6, де:

pж - щільність свердловини рідини глушіння, кг / куб.м;

Рн - показник тиску, що відноситься до стовпа пластових вод, які розташовані нижче рівня насоса, МПа;

Рпл - величина тиску (пластового), МПа;

Н - розмір відстані від гирла стовпа свердловини до позначки ВНК, м;

П - показник безпеки виконання робіт;

g - прискорення вільного падіння, м / с.

приклад

Є такі дані:

1. Величина тиску свердловинного пласта - 27,4 МПа.
2. Параметр безпеки - 0,05.
3. Величина глибини при спуску насоса - 2200 м.
4. Розмір відстані, що вимірюється від гирла до отвору (верхнього) перфорації - 2500 м.
5. Значення щільності свердловини рідини pж - 1020 кг / куб.м.

Звідси обчислимо тиск, який створює поднасосная рідина, воно дорівнює:

Рн = 1020 х 9,8 х (2500 - 2200) = 2998800 Па = 3,00 МПа. Звідси скважинная рідина має наступну рівнем щільності: рж = (27,4 х (1 + 0,05) - 3,03) / 2500 х 9,8 х 10-6 = 1050,61 кг / м .

Розглянемо приклад обчислення щільності рідини глушіння, маючи такі дані. Рідина, яка використовується для заглушки свердловини, має густину 1020 кг / м . Виявлено зайве свердловинне тиск, що дорівнює 2.4 МПа. Зробимо розрахунок щільності свердловини рідини для заглушки при відстані від гирла до ВНК пласта, рівному 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 / м . Спецтехнології приготування рідини глушіння і її застосування повинні забезпечувати простоту виготовлення і регулювання прийнятними характеристиками створюваної рідини. Це повинно виключати виникнення в свердловинах різних аварій і ускладнень.

Увага, тільки СЬОГОДНІ!