Глушение скважин как в бурении, так и при капитальном (текущем) ремонте скважин необходимо для  создания достаточного противодавления на продуктивный пласт, при котором поступление флюида из коллектора исключено. Раствор глушения обычно представляет собой соляной раствор либо пресную воду . Раствор глушения для ТКРС может быть на водной или нефтяной основе.

Общая информация о глушении

При проведении некоторых работ по ТКРС используется циркулирующая в скважине жидкость. При бурении раствор выносит шлам, охлаждает долото и поддерживает стенки ствола скважины до установки обсадной колонны.

Рис. 1. ЦА 320 на базе КаМАЗ повсеместно используемый для глушения скважин.

При ТКРС циркулирующая жидкость может выносить песок из скважины, предотвращать выбросы, и обеспечивать гидравлическую мощность для скважинных приборов, а также выполнять функцию бурового раствора.

Обрушивающиеся частицы закупоривают тонкие каналы, ухудшая проницаемость породы, поэтому нефть и газ уже не могут с легкостью проникать в скважину.

Жидкость оказывает давление на боковые стенки ствола скважины, точно так же как и вода в пластиковом бассейне давит на его боковые стенки изнутри.

Бригады ТКРС часто используют пластовую соленую воду, так как она имеется в наличии и не наносит повреждения пласту. В то время как другие жидкости могут привести к обрушению частиц пород со стенок ствола.

В качестве добавок могут служить сульфат бария (барит) и глина. Добавление измельченной глины увеличивает вязкость жидкости, т.е. заставляет ее течь медленнее.

Частицы глины также обволакивают или «зашпаклевывают» стенки ствола скважины, как шпаклевка для отделочных работ.

Таблица 1. Классификация жидкостей глушения

В идеале, для проведения КРС скважину глушить не нужно. Если бы изначально колонна для освоения позволяла бы изолировать ствол скважины ниже пакера с помощью пробки, спускаемой на кабеле , тогда НКТ выше пакера можно было бы заменить без нарушения пласта.

Это называется КРС верхней части ствола. В качестве альтернативного варианта для капремонта скважины под давлением можно использовать гибкие трубы (колтюбинг) или специальные установки для СПО под давлением.

В обоих этих случаях продуктивный пласт не будет подвержен потенциальному повреждению глушением скважины.

Однако, часто скважину приходится глушить, и здесь важность пачек глушения выходит на первый план. Чтобы заглушить скважину, необходимо закачать в скважину жидкость с более высоким гидростатическим давлением, чем пластовое давление.

 Поскольку скважина проектировалась для того, чтобы добывать нефть, перфорации или освоение с открытым стволом должны иметь проницаемость, чтобы таким образом жидкость проникала в пласт. Хорошая жидкость для КРС должна быть чистой, отфильтрованной и не содержать твердой фазы.

Поэтому она не может образовывать фильтрационную корку и будет быстро уходить в пласт. Для предотвращения поглощения жидкости в пласт используют пачки глушения.

Неэффективная пачка глушения не только создаст потенциальные проблемы с контролем НГВП, но также может повредить перфорации и пласт, закупоривая их нерастворимыми твердыми частицами.

Пачка глушения или любой химический реагент в составе жидкости для ТКРС должен извлекаться обратно после проведения ТКРС, когда скважину переводят обратно в режим эксплуатации; или он должен разрушаться потоком углеводородов или обработкой водой или кислотой.

Любые инородные твердые частицы в составе жидкости для ТКРС несут опасность остаться в пласте навсегда. Коллекторы с широким диапазоном проницаемости особенно подвержены неэффективной очистке.

По возможности скважина не должна глушиться задавливанием в пласт содержимого НКТ, так как при этом вся грязь и отложения внутрри НКТ проникнут в пласт, нанося непоправимый вред пласту-коллектору.

Скважины с низким коэффициентом продуктивности (Кпрод) более подвержены повреждению, чем скважины с высоким Кпрод. Для глушения этих скважин требуются специальные пачки глушения, чтобы не снижать поглощение до эксплуатационно приемлемого уровня, но предотвращать повреждение. Скважины, на которых проводился гидроразрыв, сильно подвержены повреждению:

• Отмечается снижение Кпрод на 40%;

• Они требуют другого подхода. В некоторых районах закачивают пачку 20/40 карболитового расклинивающего агента в интервал гидроразрыва, а потом сверху закачивают пачку крупнозернистого пластозакупоривающего материала.

Основное предназначение жидкости глушения заключается в обеспечении необходимого противодавления на продуктивный пласт, исключающего ее самопроизвольный выброс и гарантирующего сохранение коллекторских свойств прискважинной зоны.

Определение плотности жидкости глушения

Одноцикличное глушение

• Для глушения скважин за один цикл через насосно-компрессорные трубы, спущенные до забоя, с полной заменой скважинной жидкости и продавливанием жидкости глушения в пласт, необходимая ее плотность рассчитывается по формуле:
• 
• где П – коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта; Рпл – пластовое давление, Па; hиз – отметка положения искусственного забоя по вертикали скважины, м; lиз – отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м; α – средний зенитный угол ствола скважины, град.

Многоцикличное глушение

Количество циклов глушения для фонтанных скважин с длиной лифта до интервала перфорации – один, во всех остальных случаях количество циклов определяется отношением глубины искусственного забоя и глубиной спуска подземного оборудования:

• Для скважин с глубиной спуска насоса, хвостовика или НКТ, составляющей более половины длины ствола скважины до интервала перфорации – 2 цикла.
• Для скважины с глубиной спуска насоса, хвостовика или НКТ, составляющей менее половины длины ствола скважины до интервала перфорации – 3 и более циклов.

1. Для глушения скважин механического фонда в условиях отстоя необходима частичная замена скважинной жидкости в интервале от устья до подвески насоса. В этом случае плотность закачиваемой за один цикл жидкости рассчитывается по формуле:
2. 
3. где                                                         ,
4. hтр – отметка глубины спуска НКТ или насоса, м; ρн – плотность жидкости под насосом.
5. При многоцикличном глушении скважин механического фонда при отсутствии необходимой приемистости (в скважинах с низкой проницаемостью менее 0,05 мкм2) или если действующими инструкциями запрещается задавливать скважинную жидкость в пласт, плотность жидкости глушения при втором и последующих циклах глушения определяется по формуле:
6. 

Сначала жидкость глушения замещают до глубины спуска насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение. Расчетное время Т определяют по формуле Т = H/v, где Н — расстояние от приемной сетки насоса до забоя скважины, м; v — скорость замещения жидкостей, м/с (ориентировочно можно принять 0,04 м/с).

Согласно Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности плотность жидкости глушения должна определяться из расчета создания столбом жидкости глушения гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину:

• 10-15% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 1,5МПа;
• 5-10% для скважины глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа;
• 4-7% для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500 и до проектной глубины),но не более 3,5 МПа.

Пластовое давление должно быть замерено не ранее, чем за 3 месяца до начала ремонта скважины. При получении удельного веса жидкости γ= 0,86 -1,0, рассчитанного по формуле, ремонтируемая скважина должна быть заглушена дегазированной нефтью, или пресной водой.

Определение объёма жидкости глушения

Объем жидкости глушения скважины, необходимой для глушения и технологических нужд при текущем ремонте скважин определяется:

V = 1,2 * Vскв + Vдол,

где Vскв – объем жидкости в скважине, определяемый объемом эксплуатационной колонны, м3; Vдол – объем жидкости для долива скважин в процессе ведения работ, м3. Объем доливной емкости должен быть не менее 6 м3, а объем жидкости долива не должен быть не меньше 4 м3.

• Объем эксплуатационной колонны определяется в зависимости от длины ствола скважины, ее диаметра и толщины стенки колонны:
• Vэк = hтз * π * dвн2/4,
• где hтз – глубина текущего забоя; dвн – внутренний диаметр эксплуатационной колонны.
• Кроме того, на период ремонта скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины на солерастворный узел.

Технология глушения

Расстановка и монтаж оборудования

Агрегаты должны быть расстановлены 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 и расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Выхлопные трубы должны быть оборудованы глушителями и искрогасителями.

 Не допускается установка агрегата под линии электропередач. 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.

Рис. 2. Расстановка наземного оборудования при глушении скважин.

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;
• Для возможности сборки линий в различных плоскостях в отношении труб друг к другу применяются стальные шарнирные соединения высокого давления, соединение которых с трубами аналогична приведенному выше.

Рис. 3. Схема быстроразъёмного соединения.

Испытание на герметичность

После сборки линий производится испытание линий на герметичность:

• Закрывается задвижка на фонтанной арматуре;
• 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. В случае обнаружения пропусков, давление снизить до атмосферного, произвести устранение пропусков и повторить опрессовку снова.

Закачивание раствора глушения

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

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

Прокачивание необходимого объёма жидкости глушения должно быть непрерывным с поддерживанием противодавления жидкости на линии выхода жидкости из скважины в пределах 2-3 МПа.

 При поглощении жидкости глушения пластом-коллектором необходимо уменьшить противодавление на пласт, регулируя его в диапазонах коэффициента К и снизить противодавление на линии выхода жидкости до минимума, производя глушение на ёмкость.

При закачивании необходимо наблюдать за показаниями манометров и герметичности нагнетательных линий. Не допускается нахождение персонала в зонах близлежащих к нагнетательным линиям.

Если производится глушение в два и более циклов, то скважина закрывается и ставится на отстой на время указанное в плане. Перерыв между циклами глушения должен составлять:

• Для колонны диаметром 168 мм – не менее 8 ч;
• Для колонны диаметром 146 мм – не менее 12 ч.

При глушении скважины в 2 цикла (для скважин с глубиной спуска насоса, хвостовика или НКТ, составляющей более половины длины ствола скважины до интервала перфорации) объем жидкости глушения должен быть для первого цикла не менее величины полного объема эксплуатационной колонны от глубины спуска насоса (башмака хвостовика или НКТ) до забоя.

Для второго цикла не менее полного объёма эксплуатационной колонны до глубины спуска насоса или хвостовика с учетом водоизмещения НКТ. Без наличия этого объема на скважине начинать глушение запрещается.

1. Перед глушением, кроме случаев, связанных с негерметичностью лифтов НКТ, производится сбитие сбивного клапана путём сбрасывания лома.
2. Объём жидкости глушения для 1-го цикла глушения определяется по формуле:
3. V1 цикла = (Н – Нгно)*Sэк,
4. где Н – глубина текущего забоя скважины, м; Нгно – глубина спуска подземного оборудования, м, Sэк – площадь эксплуатационной колонны по внутреннему диаметру, м2.
5. Объём жидкости глушения для 2-го цикла глушения определяется по формуле:
6. V2 цикла = (Нгно * Sэк) – Vводоизм,
7. где Vводоизм – водоизмещение НКТ.
8. 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.

Замер плотности жидкости глушения

Контроль плотности раствора является неотъемлемой частью процесса глушения скважин. Для замера плотности используется ареометр. Чтобы замерить плотность с помощью ареометра необходимо:

• Произвести отбор пробы жидкости глушения, заполнить ведерко водой;
• Отвернуть нижнюю часть ареометра;
• Налить в нее пробу;
• Соединить верхнюю и нижнюю часть ареометра;
• Опустить ареометр в ведерко;
• Определить по риске погружения на шкале прибора плотность жидкости глушения;

Плотность жидкости глушения должна соответствовать плотности, указанной в согласованном плане работ.

Стравливание давления из скважины

Стравливание давления после окончания глушения происходит по следующей последовательности:

• Останавливается скважина.
• На всех задвижках промывочного оборудования необходимо проверить наличие надписей с указанием направления открытия или закрытия задвижки.
• Производится разрядка скважины открытием задвижки.
• Проверяется исправность запорной арматуры.
• Открытие задвижки осуществляется вращением (поворотом) штурвала в направлении указанном на штурвале (в основных случаях – в направлении против часовой стрелки).

После того как скважина заглушена (давление в трубном и затрубном пространстве равны нулю), можно приступать к монтажу подъёмного агрегата и к самому ремонту 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:

• Степень попадания фильтруемых частиц, в том числе твердого субстрата, в призабойный участок горной породы должна быть минимальной. Процент содержания взвесей должен быть менее 30 мг на литр раствора.
• Контакт с водами в горном пласте не должен нарушать стабильность жидкости.
• Удаление твердых частиц должно происходить наиболее легким методом.
• Фильтруемое вещество не должно контактировать с глиной в зоне коллектора.
• В пористой части пласта не должны образовываться осадки.
• Давление жидкости не должно разрушать целостность армирующих элементов и обсадных труб.

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:

• По составу и плотности раствор не может повлиять на состав породы. При этом горный пласт не должен быть несовместимым с жидкостью, в противном случае при глушении произойдет образование осадка.
• Частицы глинистого слоя должны ингибироваться, и состав жидкости должен содержать фильтрат, благодаря чему при повышении уровня воды в стволе не возникнет риска разбухания этих частиц.
• Жидкость для глушения не выполняет функции преграды.
• Растворы не должны влиять на состояние техники для глушения и бурения скважин.
• Раствор не должен впитываться в почву: он служит для гидрофобизации, уменьшения натяжения и других эффектов.
• Коррозийный эффект может протекать с интенсивностью менее 0,15 мм за год.

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
• По этой формуле:

• V эк = (п D2 /4)*H – уровень объема жидкости для скважинных эксплуатационных колонн, измеряемый в кубометрах.
• Н – определитель скважинной глубины, измеряется в метрах.
• D – внутренний диаметр скважинной колонны.
• Кз – показатель коэффициента запаса.
• V нкт – объем особого раствора, который выходит на поверхность при погружении НКТ;

измеряется в кубометрах.

V нкт = (пх(d – d 1)/ 4) х Hсп

По данной формуле:

• d, d 1 – диаметр насосно-компрессионных труб (внешний и внутренний показатели).
• Н сп – глубина, на которую спускается насосное оборудование.
• V шт – вытесняемый объем при погружении металлических предметов (может отсутствовать).

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.

1. Для того, чтобы замена раствора на свежий при глушении скважины уложилась в один цикл, необходимо вычислить при расчетах удельный вес по следующей формуле:
2. pж = P пл х (1 + П) / Н х 0,098
3. расшифровка:

• рж – плотность жидкости для скважины.
• Р пл – уровень пластового давления.
• Н – расстояние от верхнего пласта до начала ствола.
• П – степень безопасности проводимых работ (вычисляется из наличия газов, опасных явлений и эффектов).

Особенности глушения скважины за единичный цикл

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

• Насосно-компрессионные трубы, которые спущены до уровня перфорации или выше на сто метров, метод заглушки выполняется за один цикл.
• Скважины с УЭЦН, которые устроены не больше чем на сто метров выше перфорационного уровня, имеют высокую степень приемистости и могут способствовать сильному продавливанию нижерасположенных вод.
• Показатель обводненности скважины составляет больше половины, при этом сама скважина была закрыта дольше 48 часов.

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:

• Скважина была закрыта более 2 суток.
• Степень обводненности составила больше половины.

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

Расшифровка:

• pж – плотность раствора, используемого для глушения.
• Рн – давление воды в горных пластах при глушении.
• Рпл – показатель давления в пласте.
• Н – расстояние от начала до конца скважины.
• П – степень безопасности.
• g – показатель ускорения при свободном падении.

Особенности метода глушения скважин с применением пены

Согласно практическому опыту по методу глушению нефтяных скважин при помощи специальной пены, после окончания ее заливки в ствол начинается перекачка из пространства между трубой и внутри нее. Таким образом, давление в забойной зоне может быть уменьшено наполовину и более по сравнению с изначальным значением при глушении.

Перелив пены из ствола может происходить по следующим причинам:

• Эффект расширения субстанции из-за падения давления на гидропотери при трении.
• Расширение субстанции из-за перепада температур при глушении скважины: показатель увеличивается до температуры пластов.
• Дополнительное расширение вещества, которое происходит из-за дополнительного тепла, которое уравновешивает падение температур при падении давления.

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
• Расшифровка:

• ргр — давление столба, которое формируется в процессе глушения.
• ртр п — потери давления на трение, которые происходят в процессе перелива.
• а — коэффициент энергозапасов субстанции.
• р, — давление самой пены.

Показатель ргр уточняется по промысловой информации в ходе глушения.

Технологические жидкости для глушения скважин

ИА Neftegaz.RU. Задачей операции глушения скважин является обеспечение безопасных условий работы буровых и ремонтных бригад в стволе скважины путем предотвращения выброса нефти или газа из пласта.

Решение данной задачи возможно с помощью различных составов глушения пластов, создающих на забое скважин давление выше пластового.

Обычно для этих целей применяются водные составы с добавками загустителей или минеральных солей. Возможно также применения специальных механических отсекателей пластов или противовыбросового оборудования. При подготовке скважины к проведению вторичного вскрытия, обработке призабойной зоны или ремонтным работам весь ствол заполняется жидкостью глушения.

Технология работ по замене жидкости в стволе скважины заключается в проведении операции промывки ствола с допуском НКТ до забоя или последовательной замене скважинной жидкости на участке устье-насос на жидкость глушения с обеспечением заполнения всего ствола скважины. Один из основных параметров жидкости глушения — это ее плотность.

Плотность жидкости глушения определяет величину давления на забое скважин. Основные цели и задачи операций глушения продуктивных пластов:

• Жидкость глушения должна обеспечивать создание на забое давления, превышающего пластовое.
• Жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами. Содержание взвешенных частиц не должно превышать 30 мг/л.
• Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.
• Жидкость глушения не должна 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».
• Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий 1го и 2го рода.
• Реологические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом.
• Жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на Скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,12 мм/год
• Жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях.
• Жидкость глушения должна быть не горючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.

При этом технологии приготовления жидкости глушения и их применения в скважинах должны обеспечивать простоту приготовления и регулирования свойствами жидкости глушения без создания в скважинах аварийных ситуаций и осложнений.

Технологии глушения скважин не должны затруднять последующее освоение и вывод скважин на запланированный режим работы. Факторы, ухудшающие свойства ПЗС при проникновении в нее жидкостей глушения:

• набухание глинистых минералов, содержащихся в породе коллекторов;
• блокирующее действие воды, обусловленное капиллярными и поверхностными явлениями, происходящими в поровом пространстве в результате взаимного вытеснения несмешивающихся жидкостей;
• образование в пласте стойких водонефтяных эмульсий;
• образование в поровом пространстве нерастворимых осадков в результате взаимодействия жидкости глушения и пластовых флюидов;
• закупоривание пор твердыми частицами, проникающими в пласт вместе в фильтратом (жидкой фазой).

Все жидкости глушения условно делят на 2 группы:

• — на водной основе, в тч пены, пресные и пластовые воды; растворы минеральных солей; глинистые растворы; гидрогели; прямые эмульсии.
• — на углеводородной основе, в тч товарная или загущенная нефть; обратные эмульсии с содержанием водной фазы до 70%.

В группе жидкостей глушения на водной основе ведущая роль принадлежит водным растворам минеральных солей или чистым рассолам, не содержащим твердой фазы.

Осложняющие факторы при глушении скважин минеральными солями:

• Взаимодействие воды и растворов солей с глинистыми минералами
• Образование малорастворимых солей
• Образование эмульсий
• Образование водной блокады

Добавки к водным растворам глушения, позволяющие снизить негативное влияния водных растворов жидкостей глушения на ФЕС пласта:

• Ингибиторы солеотложений;
• Ингибиторы коррозии;
• Гидрофобизаторы и ингибиторы набухания глин;
• Деэмульгаторы.
• Ингибиторы солеотложений

Для предотвращения проникновения жидкостей глушения на основе солей в пласт используются различные загущенные жидкости глушения, которые обладают повышенной вязкостью и имеют низкий коэффициент фильтрации в пласт. Применение загущенных жидкостей глушения связано с пониженным пластовым давлением, когда пластовое давление ниже гидростатического.

Загущенные жидкости глушения на углеводородной основе.

Для максимального сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов в процессе проведения ремонтных работ в скважинах в качестве жидкости глушения рекомендуются растворы на углеводородной основе. Использование таких систем сохраняет естественную водонасыщенность пор.

Исключаются набухание глинистых минералов пласта; блокирующее действие воды, обусловленное капиллярными явлениями; образование нерастворимых осадков при контакте с минерализованными водами; коррозия оборудования, проявления сероводорода на устье скважин. Недостатком жидкостей глушения на углеводородной основе является их пожароопастность.

Загущенные жидкости на углеводородной основе можно разделить на обратные эмульсии и загущенную нефть.

Вследствие широты диапазона регулируемых свойств и сравнительно низкой стоимости наибольшее распространение нашли обратные эмульсии.

Обратные эмульсии для глушения скважин

В настоящее время эмульсионные составы широко используются в различных процессах нефтедобычи: в процессах первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, при глушении скважин, при обработках призабойной зоны пласта и в процессах повышения нефтеотдачи. При этом в каждом конкретном случае используются определенные типы эмульсий и специально подобранные с учетом необходимых физико-химических свойств эмульсионные составы.

Загущенная нефть

Использование загущенной нефти позволяет снизить негативное влияние жидкости глушения на ПЗП и получать жидкости глушения плотность меньше 1 г/см3. Однако при данных преимуществах загущенная нефть имеет ряд существенных недостатков, в тч высокая стоимость жидкости глушения; высокая пожароопастность; сложное регулирование реологических свойств.

Технология глушения скважин

Для определения технологии глушения необходимо принять ряд решений:

• состав основной жидкости глушения и добавки;
• необходимость применения блокирующей жидкости.
• Количество циклов глушения определяется глубиной спуска внутрискважинного оборудования.

По умолчанию, процесс закачки жидкости глушения должен производиться в трубное пространство скважины (прямой способ). Когда сбить клапан насоса не удается, глушение производят через затрубное пространство (обратный способ).

В случае высокого пластового давления, когда давление значительно превышает гидростатическое скорость закачки должна быть максимальной, превышающей производительность скважины при условии, что давление при этом не превышает предельно допустимого (по условиям давления опрессовки колонны или кабельного ввода).

В случае нормального и низкого пластового давления, давление примерно равно или ниже гидростатического с целью минимизации забойного давления, снижения объемов поглощения скважинной жидкости пластом, скорость закачки жидкости глушения не должна превышать 10 м3/час.

Перед составлением плана работ следует определиться, каким образом первая пачка жидкости глушения поступит к забою скважин. В составе первой пачки обычно участвует блокирующий состав.

Для месторождений с низкой проницаемостью продуктивного пласта или высокой глинистостью породы рекомендуется способ осаждения. Для определения необходимого объема жидкости глушения необходимо рассчитать внутренний объем скважины с учетом толщины стенки труб, объема спущенных НКТ, и глубину спуска ГНО.

Объем первого цикла глушения рассчитывается из условия, что он должен быть не менее внутреннего объема эксплуатационной колонны в интервале от глубины спуска ГНО (башмак НКТ) до искусственного забоя.

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.

Возможные осложнения при глушении скважин:

• Первоначально неправильный выбор плотности жидкости глушения
• Перелив скважины в результате роста забойного давления
• На скважинах с низкопроницаемыми коллекторами выявлено, что период восстановления пластового давления длится от 15 до 20 суток, а по ряду скважин этот период достигает 30 суток.

Технологии глушения скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Технологии глушения скважин

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.
• ЖГ, применяемые для глушения скважин нефтяных месторождений, эксплуатируемых РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», должны удовлетворять следующим требованиям:
• 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.

1. Для снижения отрицательного воздействия ЖГ на пласт необходимо не допускать загрязнения растворов при транспортировке и закачке в скважину.
2. Плотность ЖГ должна определяться из расчета создания столбом жидкости давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину:
3. — 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. — 4-7% для скважин глубиной более 2500 м, но не более 3,5 МПа. Расчет плотности ЖГ следует производить по нижеуказанной формуле:

ρ=	Рпл(1+П −)	6	,
h cos α g 10	/1/

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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

• 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, g = 9,81 м/с2.

1. Материалы (химреагенты) В качестве жидкостей глушения следует применять:
2. –дегазированную нефть;
3. –пресную, техническую и пластовую воду;
4. –водные растворы СаСl2;
5. –тяжелые жидкости глушения плотностью более 1400 кг/м3 (КТЖ-1600, КТЖ 1600+Х, бромиды кальция, или аналоги).
6. –глинистые растворы с низкой водоотдачей;
7. специальные жидкости глушения:
8. –пластовую воду с добавками ПАВ с плотностью от 1000 до 1200 кг/м3;
9. –водонефтяные эмульсии (ВНЭ), стабилизированные ПАВ с плотностью от 900 до 1200 кг/м3.
10. –полисахаридные жидкости глушения (ПСЖГ) с плотностью от 1000 до 1150 г/см3.
11. В пластах с проницаемостью более 0,3 мкм2, а также при глушении скважин с газовым фактором более
12. 200м3/м3 для предотвращения поглощения следует применять:
13. -водные растворы КМЦ;
14. -гидрофобно-эмульсионные растворы;
15. -полисахаридные жидкости глушения (ПСЖГ).
16. Выбор технологии глушения Все скважины в зависимости от величины пластового давления делятся на категории:
17. -I категория – скважины с пластовым давлением больше давления статического столба скважинного флюида или равным ему;
18. -II категория — скважины с пластовым давлением меньше давления статического столба
19. скважинного флюида.
20. Глушение скважин производится следующими способами:
21. -на поглощение — закачка жидкости глушения в затрубное или трубное пространство, обеспечивающая поглощение скважинной жидкости и некоторого объема жидкости глушения;
22. -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;
23. -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.
24. Процесс глушения следует выполнять, руководствуясь следующими положениями:
25. -Скважины с аномально низкими пластовыми давлениями (при статическом уровне ниже 500 м) и газовым фактором до 200 м3/м3 глушить не рекомендуется.
26. -Скважины с аномально низким пластовым давлением и газовым фактором более 200 м3/м3 следует глушить дегазированной нефтью.
27. -Глушение скважин с градиентом давления < 0,86 предполагается дегазированной нефтью, с градиентом давления 0,86-0,97 и 0,97-1,06 – жидкостями глушения на водной основе, эмульсиями.

При наличии в процессе глушения интенсивного поглощения ЖГ в нее следует вводить нефтеводокислоторастворимые наполнители (измельченный битум, хлорид кальция или натрия, кальцит, доломит и т.п.).

• В скважинах, эксплуатирующихся УЭЦН с продуктивностью менее 250 м3/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 Кпр>10м3/сут·МПа следует глушить на поглощение.
• Нагнетательные и фонтанные скважины с Кпр 10 м3/сут·МПа должны глушиться на циркуляцию.
• Подготовительно-заключительные работы
• 1. Подготовительные работы:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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): — дебит жидкости; — дебит нефти;

1. -ГФ;
2. -обводненность;
3. -устьевые давления;
4. -динамический уровень.
5. 1.4 Определить необходимое количество жидкости глушения:
6. V= VНКТвнут + (Vэ/к внут до НКТ – VНКТнаруж) + Vэ/к внутр ниже НКТ, м3 /2/
7. где: VНКТвнут – внутренний объем НКТ, рассчитывается по формуле:
8. VНКТвнут = ·r2в нкт·Hнкт, м3,
9. где: (Пи) = 3,14;
10. rв нкт – внутренний радиус НКТ, м; Hнкт – глубина спуска НКТ, м;
11. (Vэ/к внут до НКТ – VНКТнаруж) – объем жидкости в затрубном пространстве;
12. Vэ/к внут до НКТ – внутренний объем эксплуатационной колонны до глубины спуска НКТ:
13. Vэ/к внут до НКТ = ·r2э/к·Hнкт, м3
14. где: rэ/к – внутренний радиус эксплуатационной колонны, м;
15. VНКТ наруж — наружный объем НКТ, рассчитывается по формуле:
16. VНКТнаруж = ·r2н нкт·Hнкт, м3,
17. где: rн нкт – наружный радиус НКТ, м;
18. Vэ/к внутр ниже НКТ – объем жидкости ниже спуска НКТ, рассчитывается по формуле:

Vэ/к внут ниже НКТ = ·r2э/к·(Hт.з.-Hнкт), м3

где: Hт.з. – текущий забой, м.

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

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

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

1.6.2Для 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.

1.7Создаваемое 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.

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

1.9Нагнетательную линию следует оборудовать обратным клапаном.

1.10Трубное 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.

1.11Произвести 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.

2. Заключительные работы:

2.1Демонтаж оборудования.

2.2Сборка устьевого оборудования.

2.3Пуск скважины в работу.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

• Технологический процесс глушения
• 1 Глушение фонтанных и нагнетательных скважин
• Глушение на циркуляцию:
• Обвязать устье скважины и агрегаты в соответствии с технологической схемой приложения К (схема глушения на циркуляцию).
• Цементировочный (промывочный) агрегат

Емкость

Жидкость глушения

Жидкость глушения

Открыть центральную задвижку на фонтанной арматуре, произвести закачку жидкости глушения в объеме, рассчитанном в соответствии с п. 1.4 в затрубное пространство на циркуляцию с выходом ее через НКТ в емкость.

При этом на устье НКТ создать давление, превышающее замеренное перед глушением давление на 0,5- 1 МПа. В процессе закачки ЖГ в скважину его постепенно снижают, оставляя к концу прокачки расчетного объема жидкости 0-0,5 МПа.

1. Объем ЖГ должен быть увеличен в случае попадания при циркуляции в нее газа.
2. Скважина считается заглушенной по истечении 1-2 часов после окончания процесса глушения при отсутствии переливов и выхода газа в скважинах с ГФ менее 200 м3/м3 и 5-6 часов в скважинах с ГФ более 200 м3/м3.
3. Глушение на поглощение:
4. Обвязку устья скважин и расстановку агрегатов производить в соответствии с технологической схемой приложения Л.
5. Открыть центральную задвижку на фонтанной арматуре, закачать в НКТ задавочную жидкость в объеме в 1,2 раза превышающем объем НКТ.
6. Закрыть на устье НКТ, подсоединить цементировочный (промывочный) агрегат к затрубному пространству.

Произвести закачку оставшейся жидкости глушения, рассчитанной согласно формуле 1.4.

При глушении скважины на поглощение давление при закачке не должно превышать 0,8 от давления

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

• опрессовки эксплуатационной колонны.
• Глушение скважин, эксплуатирующихся установками ЭЦН и ШГН
• Глушение на поглощение:

Опрессовать НКТ на 4 МПа. При наличии сливного клапана, установленного над установкой ЭЦН, сбить его специальным инструментом.

1. При закрытом затрубном пространстве в НКТ закачать ЖГ в объеме, равном внутреннему объему
2. НКТ.
3. Загерметизировать трубное пространство.
4. В затрубное пространство произвести закачку ЖГ на поглощение в объеме, равном внутреннему объему скважины от нижнего отверстия интервала перфорации до глубины спуска установки и увеличенному на коэффициент 1,2.
5. При глушении на поглощение давление в затрубном пространстве не должно превышать давления, указанного в плане работ.
6. Глушение на замещение:

Из затрубного пространства скважины стравить накопившийся газ до появления нефтяной эмульсии. Подсоединить к затрубному пространству цементировочный (промывочный) агрегат.

• Произвести закачку первого цикла в объеме, равном внутреннему объему эксплуатационной колонны от устья до глубины спуска установки скважинного насоса.
• При проведении закачки на замещение центральная задвижка фонтанной арматуры и задвижка на выходе на нефтяной коллектор ГЗУ должны быть открытыми.
• После закачки первого цикла устье скважины герметизируется для предотвращения перелива жидкости на устье скважины.
• Через расчетное время повторить глушение.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943	Н
Т=	,
где: T – расчетное время, с,	V	/3/

H – расстояние от приема насоса до забоя скважины, м,

V – скорость замещения жидкостей (ориентировочно можно принять 0,04 м/с). Произвести второй цикл глушения.

11.2.3.8 При открытых на устье НКТ закачать ЖГ в затрубное пространство в объеме внутреннего объема эксплуатационной колонны от устья до глубины спуска установки.

Если плотность выходящей жидкости не равна закачиваемой и отличается более чем на 0,02 г/см3 , то объем ЖГ должен быть увеличен.

Выбор скорости закачки жидкости глушения зависит от величины коэффициента продуктивности.

(При Кпрод. 1 м3/сутМПа ϑ зак .−0,5 м3/ч, при Кпрод.=1-4 м3/сутМПа По окончании глушения устье скважины герметизируется на 0,5-1 час.

При наличии буферного давления произвести разрядку на технологическую емкость с применением жесткой линии.

Схема глушения скважин, оборудованных ШГН, на замещение приведена в Приложении М.

Цементировочный (промывочный)	агрегат
Емкость	Жидкость	глушения	Жидкость глушения