Лист глушения скважины excel скачать

Расчет объема жидкости глушения и технологии проведения глушения скважины

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

1. Лекция 8 Ликвидация НГВП в скважине

1.Способ ожидания и утяжеления
2. Способ непрерывного глушения

2. 8.1. Ликвидация НГВП способом ожидания и утяжеления

Название способа раскрывает его суть – в начале
требуется время для утяжеления БПЖ до расчетной
величины, чтобы затем заглушить скважину.
Этот способ является одноцикловой процедурой
глушения
При глушении скважины способом ожидания и
утяжеления
вымывание
поступившего
пластового
флюида и закачка утяжеленного бурового раствора
производят одновременно.
одновременно

3.

Технологически
способ
ожидания
и
утяжеления сложный, так как требует проведения
инженерных расчетов регулирования давления в
скважине при своем осуществлении.
Вследствие этого глушение проявлений этим
способом
производится
под
руководством
высококвалифицированных специалистов.

4. График изменения во времени давления при газопроявлении на устье в бурильных трубах и кольцевом пространстве

5.

Порядок глушения скважины:
1.
2.
3.
4.
5.
Перед
вскрытием
пластов
с
АВПД
определить
гидродинамические
сопротивления
(ΔРпрок)
в
циркуляционной системе при рабочем режиме промывки и
при уменьшенной вдвое подаче буровых насосов.
При
обнаружении
НГВП
закрыть
скважину
для
стабилизации давления.
Записать
максимальные
установившиеся
значения
давлений в бурильной колонне (Ри.бт) и обсадной колонне
(Ри. кп).
Определить по уровнемеру в приемной емкости объем
проявления.
Определить вид поступившего в скважину флюида.
6. Заполнить рабочую карту глушения скважины
7. Приготовить утяжеленный буровой раствор требуемой
плотности объемом равным 1,5 объема скважины
(участок I).
.

6.

8. Открыть отводы превентора через штуцер на
дегазатор или сепаратор. Одновременно включить насосы.
Выбрать
уменьшенную
производительность
насосов,
записать число двойных ходов, в этот момент давление в
кольцевом пространстве должно превышать давление до
начала циркуляции на 0,5 – 1,0 МПа. Далее отрегулировать
степень открытия дросселя так, чтобы давление в
бурильной колонне соответствовало расчетному значению
давления начала циркуляции (Рн).
9. Начать закачивание утяжеленного бурового раствора
в скважину, снижая открытием дросселя давление в
бурильных трубах
до значения Рк (участок II) в
соответствие с построенным графиком.

7.

10. Продолжить циркуляцию бурового раствора с
постоянным давлением Рк в бурильных трубах (участок III,
IV) при постоянных значениях производительности насосов и
плотности бурового раствора до полного удаления пачки газа
из скважины и заполнения скважины утяжеленным раствором
11. После того как из скважины начнет выходить
утяжеленный буровой раствор, остановить насосы и
проверить, нет ли перетока бурового раствора из скважины
(Ри.кп) = 0.
Если перетока раствора нет, то открыть превентор и
промыть
скважину
с
полной
подачей
насосов
и
выравниванием плотности бурового раствора. Если имеется
переток, то вновь закрыть скважину и проверить, не
увеличивается ли давление в бурильной колонне или в
кольцевом пространстве. При наличии давления процедуру
глушения скважины повторить с вновь пересчитанной
плотностью бурового раствора

8. Достоинства способа

Минимальное время глушения
► Минимальное давление в обсадных трубах

9.

Недостатки этого способа следующие:
• отсутствие циркуляции в скважине в течение
периода приготовления утяжеленного бурового
раствора;
большое
избыточное
давление
на
устье
скважины при всплытии газовой пачки;
требуется
проведения
расчетов
заполнения листа глушения скважины.
для

10. Лист глушения вертикальной скважины при НГВП

11. Лист глушения н/н скважины при НГВП

12. 8.2. Ликвидация НГВП способом непрерывного глушения

При этом способе скважину начинают глушить сразу
после ее закрытия при непрерывном утяжелении бурового
раствора, т.е совмещают процесс вымыва пластового
флюида с повышением плотности бурового раствора до
значения, необходимого для ликвидации притока из
пласта. Обычно проявление ликвидируется в течение
нескольких циклов циркуляции.
Если буровой раствор утяжеляют в течение нескольких
циклов циркуляции, то его плотность повышают ступенями.
Плотность подаваемого в скважину раствора поддерживают
постоянной до появления раствора с такой же плотностью
на устье скважины. Затем снова начинают увеличивать
плотность раствора.
Давление в бурильных трубах и кольцевом пространстве
регулируется в соответствии с построенным графиком его
изменения

13. Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах и кольцевом пространстве скважины при ликвидации НГВП способом «непрерывного глушения скв

Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах и
кольцевом пространстве скважины при ликвидации НГВП
способом «непрерывного глушения скважины»
I — заполнение бурильных труб жидкостью глушения;
II, III – вымывание газа и заполнение кольцевого пространства скважины
жидкостью глушения

14. Порядок выполнения работы

1.
Перед
вскрытием
пластов
с
АВПД
определить
гидродинамические сопротивления (ΔР прок) в циркуляционной
системе (давление прокачки) при рабочем режиме промывки и при
уменьшенной вдвое подаче буровых насосов.
2. При обнаружении НГВП закрыть скважину для стабилизации
давления.
3. Записать максимальные установившиеся значения давлений в
бурильной колонне (Ри.бт) и обсадной колонне (Ри. кп).
4. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем
проявления.
5. Определить вид поступившего в скважину флюида.
6. Заполнить рабочую карту глушения скважины

15.

► 7.
. Открыть отводы превентора через штуцер
на дегазатор или сепаратор. Одновременно
включить насосы. Выбрать уменьшенную
производительность насосов, записать число
двойных ходов, в этот момент давление в
кольцевом пространстве должно превышать
давление до начала циркуляции на 0,5 – 1,0
МПа. Далее отрегулировать степень открытия
дросселя так, чтобы давление в бурильной
колонне соответствовало расчетному значению
давления начала циркуляции (Рн).
Поддерживать циркуляцию с постоянной
производительностью и давлением в бурильных
трубах.
► 8. Начать утяжеление бурового раствора

16.

9. По мере утяжеления и закачивания бурового
раствора в бурильные трубы строить график снижения
давления нагнетания от значения Рн до значения Рк
(участок I). Регулярно следить за повышением
плотности бурового раствора. Своевременно снижать
давление нагнетания.
10. После заполнения бурильных труб утяжеленным
раствором продолжить циркуляцию раствора с
постоянным давлением Рк в бурильных трубах при
постоянной производительности насосов и плотности
раствора ρк до полного удаления газа из скважины
(участок II, III)..
11. После того как из скважины начнет выходить
утяжеленный буровой раствор, остановить насосы и
проверить, нет ли перетока бурового раствора из
скважины (Ри.(кп) = 0). Если перетока раствора нет, то
открыть превентор и промыть скважину с полной
подачей насосов и выравниванием плотности бурового
раствора. Если имеется переток, то вновь закрыть
скважину и проверить, не увеличивается ли давление в
бурильной колонне или в кольцевом пространстве .

17.

► Преимущества
этого способа –
отсутствие периода простоя скважины
под давлением, низкие давления в
обсадной колонне при глушении.
► Недостаток способа – сложность
процесса регулирования давления в
скважине, обусловленная изменением
плотности бурового раствора во время
циркуляции.

При проведении текущего или капитального ремонта в добывающих скважинах, например при смене и установке насосного оборудования, очень важен процесс глушения скважины. Так при глушении скважин водно-солевыми растворами коэффициент продуктивности снижается на 10-20%, а выход скважины на режим может затянуться на месяц и более, поэтому расчет и выбор жидкости глушения очень важный этап в «жизни» скважины.

Научно-обоснованный выбор жидкости глушения может привести не только к ускорению освоения скважины после ремонта, но и дополнительному отбору нефти и снижению обводненности.
Наиболее проблематично бывает провести ремонтные работы, например установку насосного оборудования, в скважинах после гидравлического разрыва пласта, т.к. дренированный пласт поглощает большое количество водно-солевого раствора глушения, что может свести на нет результат после операции ГРП.

Инструкция по расчету глушения скважин.

Цель глушения скважины – прекращение притока жидкости из пласта в открытой скважине путем создания противодавления на продуктивный пласт жидкостью глушения.
При расчете глушения необходимо определить 4 параметра в следующей последовательности: плотность (удельный вес) жидкости глушения, объем жидкости глушения, количество циклов, время отстоя между циклами.
При отсутствии осложнений глушение производится в НКТ с открытой затрубной задвижкой.
1. Расчет плотности жидкости глушения
Плотность жидкости глушения определяют из расчета создания столбом жидкости глушения давления, превышающего текущее пластовое давление и рассчитывается по формуле:

pж =Pпл* (1+П) / (Н-удл.)* 0,098 (ф.1)

где: рж- плотность жидкости глушения , г/см³
Рпл – пластовое давление, атм.
Н – расстояние от устья скважины до верхних отверстий перфорации, м.
удл. – величина удлинения на верхние отверстия перфорации, м.
П – коэффициент безопасности работ, принятый для большинства нефтяных компаний равнен 0,05 (5%).

Пример:
pж = 250* (1+0,05) / (2600-70) * 0,098 = 1,06 г/см³
где: рж- плотность жидкости глушения , г/см³
Рпл – 250 атм.
Н – 2600 м.
удл. – 70 м.
П – 0,05 (результат округляем до сотых)

2. Расчет объема жидкости глушения

Объем жидкости глушения определяют из условия полной замены скважинной жидкости на жидкость глушения и рассчитывается по формуле:

Vжг = (Vэк – Vнкт)*1,1 (ф.2)

Где

Vэк = (пD2/4)*Н (ф.3) – объем эксплуатационной колонны, м3

Н – глубина скважины ( с учетом зумпфа до текущего забоя), м
D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м
1,1 – коэффициент запаса
Vнкт – объем жидкости, вытесняемый металлом НКТ, м3

Vнкт = (п*(d2 – d21)/4)*Hcп (ф.4)

d и d1 – соответственно внешний и внутренний диаметры НКТ, м.
Нсп – глубина спуска насоса, м

Пример:
Диаметр эксплуатационной колонны скважины Dн=146мм . внутренний D=126мм.
Диаметр спущенных НКТ d=73мм. Внутренний диаметр d1=62мм.
Глубина спуска Нсп=2435м
Глубина скважины до текущего забоя H=2604м.
Рассчитаем объем, занимаемый металлом НКТ:
Vнкт = (3,14*(0,0732-0,0622) / 4)* 2435 =2,84 м3
Рассчитаем объем внутреннего пространства эксплуатационной колонны:
Vэк=3,14*0,1262 / 4*2604 = 32,45 м3
Рассчитаем объем жидкости глушения:
Vжг= (32,45 — 2,84 )*1,1=32,6 м3

Данный расчет объема глушения применим при глушении в один цикл, когда подземное оборудование спущено на глубину не выше 100 м. от верхних отверстий перфорации и скважина не имеет горизонтальный ствол.

3. Расчет циклов глушения

При отсутствии вышеуказанных условий глушение производится в несколько циклов. Наиболее распространенным является глушение в 2 цикла:

Vгл. = (V1ц. + V2ц.) (ф.5)

V1ц. – объем первого цикла – объем скважины от приема насоса до текущего забоя. Рассчитывается по формуле (Ф.3), где Н расстояние от глубины спуска насоса до текущего забоя.

Пример:
Диаметр эксплуатационной колонны — внутренний D=126мм.
Глубина скважины до текущего забоя H=2604м.
Глубина спуска насоса Нсп=2435м.
Рассчитаем объем первого цикла:
Vэк=3,14*0,1262 / 4*(2604 — 2435) = 2,1 м3

V2ц. – объем второго цикла – объем скважины от устья скважины до приема насоса. Это разница между общим объемом глушения и объемом первого цикла. Рассчитывается по упрощенной формуле 6:

V2ц. = Vжг – V1ц. (ф.6).

но может так же рассчитываться по формуле 8.

Пример:
V2ц. = Vжг – V1ц. = 32,6 – 2,1 = 30,5 м3

В случае, если при расчете V2ц. меньше V1ц. то глушение производится тремя и более циклами. Количество циклов К ц. определяется по формуле:

К ц. = Vжг / V2ц. (ф.7).

( результат округляем до целых в большую сторону)

Пример:
Vжг – полный объем жидкости глушения – 40 м3
V2ц – объем второго цикла глушения – 15 м3
К ц. = 40 / 15 = 2,6 м3 (три цикла)

При глушении в три цикла и более, объем глушения каждого цикла рассчитывается согласно формуле:

Vц. = (Vэк – Vнкт)*1,1 (ф.8)

Где
Vэк = (пD2/4)*Нcп – объем эксплуатационной колонны от устья до глубины подвески оборудования, м3
Нсп – глубина спуска насоса, м
D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м
1,1 – коэффициент запаса
Vнкт – объем жидкости, вытесняемый металлом НКТ, м3
Vнкт = (п*(d2 – d21)/4)*Hcп
d и d1 – соответственно внешний и внутренний диаметры НКТ, м.
Нсп – глубина спуска насоса, м

Пример:
Диаметр эксплуатационной колонны скважины Dн=146мм . внутренний D=126мм.
Диаметр спущенных НКТ d=73мм. Внутренний диаметр d1=62мм.
Глубина спуска Нсп=2435м
Рассчитаем объем, занимаемый металлом НКТ:
Vнкт = (3,14*(0,0732-0,0622) / 4)* 2435 =2,84 м3
Рассчитаем объем внутреннего пространства эксплуатационной колонны:
Vэк=3,14*0,1262 / 4*2435 = 30,35 м3
Рассчитаем объем цикла глушения:
Vц= (30,35 — 2,84 )*1,1=30,3 м3

4. Расчет времени отстоя между циклами

При осаждении жидкости глушения от уровня приема насоса до текущего забоя, скважина закрывается на отстой на время, рассчитанное по формуле:

T=H / V

Где Н – расстояние от приема насоса до забоя скважины, м.
V – скорость оседания (м/ч)
Правила ведения ремонтных работ в скважинах (РД 153-39-023-97), утвержденные Минтопэнерго Российской Федерации указывают скорость оседания 0,04 м/сек.(144 м/час).

Пример:
T = 500/144 = 3,5 часа
Где Н – 500 м.
V – 144 м/ч

5. Глушение через затрубное пространство

Данный способ глушения аналогичен предыдущим. Единственной разницей по сравнению с глушением через НКТ является глушение двумя циклами. Разница заключается в увеличении времени отстоя между циклами (так как жидкость глушения будет оседать от некоторого расстояния от устья скважины, а не от приема насоса). Расчет глубины с которой будет оседать жидкость глушения первого цикла производится по формуле:
Н = V1ц / (V1м э/к — V1м НКТ наружн.), где:
V1ц – объем первого цикла глушения;
V1м э/к – объем 1 метра э/к;
V1м НКТ наружн. – объем 1-го метра НКТ по наружному диаметру.
Вышеуказанные объемы рассчитываются по формуле V = π*d2/4*1м, куда подставляются соответствующие внутренний диаметр эксплуатационной колонны и наружный диаметр НКТ (в метрах).
Время отстоя рассчитывается аналогично времени отстоя по пункту 4.

Пример:

Н = 2,1 / (0,0125 – 0,0042) = 253 м. где:
V1ц = 2,1 м3 – объем первого цикла глушения;
V1м э/к – объем 1 метра э/к = 3,14*0,1262/4=0,0125;
V1м НКТ наружн. – объем 1-го метра НКТ по наружному диаметру=3,14*0,0732/4=0,0042.

Время отстоя будет равно:
T=( Н скв. – H) / V= (2600 – 253)/144=16,3 часа

Н скв. – глубина скважины ( с учетом зумпфа до текущего забоя) = 2600 м
V – скорость оседания 144 м/ч.