Методика расчета глушения скважины с применением специального раствора

Операция глушения скважин имеет основную задачу, связанную с обеспечением специальных условий работы при бурении скважин ремонтными или буровыми бригадами.

Схема разновидностей скважин на воду

Схема разновидностей скважин на воду.

Очень важно, чтобы данные условия были безопасными, а нефтегазовые выбросы своевременно предотвращались.

Подготовительные работы

Решить проблему следует при использовании специальных составов, позволяющих осуществлять глушение скважинных залежей пластов. Они дают возможность создать на забое необходимое давление, уровень которого выше, чем у пластового.

Схема расстановки оборудования для глушения скважины

Схема расстановки оборудования для глушения скважины.

Причем специально для данной цели используют водные растворы с добавлением загустителей либо минеральной соли.

В целом подготовку забоя скважины следует проводить с целью повторного вскрытия, чтобы обрабатывать призабойную зону либо осуществлять проведение ремонтных работ. При этом производится заполнение каждого ствола специальной жидкостью, которая необходима для глушения пластов.

Процесс выполнения работ в забое, связанный с заменой воды, сводится к осуществлению промывки всего ствола. Вместе с тем учитывается показатель НКТ до уровня забоя, который является допустимым.

Должна учитываться и поочередная подмена воды на участке забоя, отмечаемом как "устье-насос". Используют специально подготовленный раствор, которой наполняется весь ствол. По этой причине необходимо обеспечить нормальные условия для контроля технологических характеристик используемой жидкости с учетом ее плотности.

Технологические особенности

Выделяют главные цели, а также задачи, связанные с осуществлением операций по глушению скважин на основе важных характеристик используемой жидкости:

Состав и максимальные значения плотности чистых рассолов для глушения

Состав и максимальные значения плотности чистых рассолов для глушения.

  • она должна позволять установить на забое необходимый уровень давления, которое не выше, чем пластовое;
  • ее состав является инертным к пластовой породе с точки зрения химического воздействия на породу;
  • порода в забое должна быть совместима с раствором глушения, что позволяет исключить процесс кольматации пор пластов скважины частицами с жесткой структурой;
  • содержание взвешенных частиц не может превосходить 30 мг/л;
  • глинистые частицы должны подвергаться ингибирующему воздействию при наличии фильтрата состава глушения, что позволит предупредить набухание частиц при установке определенного уровня рН воды в пластах скважины;
  • специальная жидкость не может являться барьером;
  • за счет нее обеспечивается гидрофобизация коллекторов, происходит понижение пластового давления капилляров, снижение межфазного натяжения, характерного для границы раздела фаз, где требуется процесс гидрофобизации;
  • характеристики исследуемой жидкости исключают ее поглощение пластами;
  • оборудование для бурения не может подвергаться воздействию специальной жидкости;
  • процесс коррозии происходит со скоростью ниже 0.12 мм/год.

В условиях высоких температур качественная жидкость глушения характеризуется свойством термостабильности и морозостойкости в холодный сезон. Свойства горючести не являются приемлемыми для состава специального раствора, для нее характерна взрывопожаробезопасность, нетоксичность.

Методика проведения расчета

Объем жидкости

Проводить расчет глушения скважинных залежей пластов можно при выполнении установленных этапов. При этом следует соблюдать соответствующие меры безопасности. Чтобы верно определить объем раствора, используемого в процессе осуществления глушения, следует вычислить V скважинного столба внутри.

Обязательно следует учесть не только величину объема насосно-компрессионных труб, но и толщину их стенок, учитывается и величина глубины спуска.

Чтобы определить объем (V) жидкости, проводятся следующие расчеты:

Зависимость плотности и температуры застывания раствора от массовой концентрации различных солей

Зависимость плотности и температуры застывания раствора от массовой концентрации различных солей.

V жг = (V эк - V нкт - V шт)*Кз,

где V эк = (п D2 /4)*H - показатель объема для эксплуатационных колонн скважины (ЭКС), м ;

Н - показатель глубины столба, м;

D - значение диаметра колонны (внутреннего), м;

Кз - уровень коэффициента запаса;

V нкт - объем специального раствора, который вытесняется металлом насосно-компрессионных труб, м ;

V нкт = (пх(d - d 1)/ 4) х Hсп,

где d, d 1 - величины диаметра, как внутреннего, так и внешнего, относящиеся к НКТ, м;

Н сп - уровень глубины для спуска насоса, м;

V шт - объем, который вытесняет материал штанг (металл), куб.м (при их наличии).

Отклонения при плотности жидкости глушения

Отклонения при плотности жидкости глушения.

Рассмотрим пример расчета раствора глушения скважин.

Даны размеры поперечника ЭКС и НКТ в скважине D н = 146 мм (D = 126 мм) и d = 73 мм (d 1 = 62 мм).

Значения глубины скважины и спуска соответственно равны ВНК Н = 2604 м и Нсп = 2435 м. Следует сделать расчет объема, который занимает НКТ: Vнкт = 2435х3.14х(0.0732 - 0.0622)/ 4 = 2.84 куб.м.

Необходимо вычислить объем места ЭКС (внутреннего): V эк = 2604х3.14х0.1262 /4 = 32.45 куб.м. Следует сделать расчет объема жидкости глушения скважин: V жг = 1.1х2.84 + 32.45) = 38.8 куб.м.

Если поглощение раствора глушения скважины пластами гораздо больше, чем требуется, то необходимо применять блокирующий состав.

Плотность для раствора глушения

Для вычисления плотности берут за основу расчет, применяемый при расчете давления, зависящего от столба раствора, которое превышает существующее давление пласта согласно установленным требованиям. Они не должны допускать наличия отклонений уровня плотности раствора от предусмотренных планом значений больше чем на ± 20 кг/куб.м.

Диаграмма давлений в трубном и затрубном пространствах при глушении (наземное ОП)

Диаграмма давлений в трубном (1 - 5) и затрубном (а - k) пространствах при глушении методом бурильщика при наземном расположении ОП.

Коррозийное давление раствора должно быть на низком уровне. Жидкость глушения должна обладать свойством термостабильности, когда не происходит ее кристаллизация на поверхности пласта в зимний период. В процессе изготовления и применения раствора должна соблюдаться технология.

Необходимо специальное регулирование показателя плотности и вязкости жидкости. Если нефтяное или газовое месторождение имеет участки, где содержится сероводород, то специальная жидкость должна иметь нейтрализатор данного вещества. Выбирать состав следует в соответствии с уровнем качества твердой фазы, учитывая технологические условия и горно-геологические особенности работы забоя скважины.

Чтобы полностью заменить жидкость глушения в цикл, равный 1, следует рассчитать величину удельного веса: pж = P пл х (1 + П) / Н х 0,098,

где:

рж - значение плотности скважинной жидкости, г/куб.см;

Р пл - показатель давления пласта, МПа.

Н - длина расстояния от ВНК пласта до скважинного устья, м.

П - показатель, связанный с безопасностью работ, производительностью и газосодержанием, определяемый глубиной ствола скважины.

Рассмотрим специальный расчет для определения плотности скважинной жидкости. Имеется расстояние по вертикали от устья ствола до ВНК Н = 2500 м. Давление (пластовое) составляет Р = 270 МПа. Уровень безопасности связан с показателем 0.05, рж = 270х(1 + 0.05 ) / 2500х0.098 = 1.157 г/куб.см.

Требование к процессу

Глушить скважины за один цикл можно при наличии условий:

Диаграмма давлений в трубном и затрубном пространстве при глушении (с ППБУ)

Диаграмма давлений в трубном (1 - 5) и затрубном (а - k) пространствах при глушении скважины с ППБУ методом бурильщика.

  1. При НКТ, которые опущены до промежутка перфорации либо содержатся не выше 100 м от него, осуществляют заглушку за 1 цикл.
  2. Скважины, интенсивно используемые с УЭЦН, смонтированные выше 100 м от промежутка перфорации, при соблюдении в скважине условия высокого уровня приемистости и способности к продавке воды, которая расположена ниже.
  3. При достаточно высоком уровне (больше 50%) обводненности, при условии, что скважина находилась в закрытом состоянии больше 2-ух суток.

Возможно применение метода глушения наименьшим объемом с большим удельным весом жидкости для заглушки. Физический смысл расчетов состоит в том, что при неподвижности находящегося в скважине флюида осуществляется расслоение пластовой жидкости и нефти. По умолчанию принимается, что при закрытом состоянии в столбе скважины вышло расслоение на фракции скважинной воды, а жидкость под насосом представляется в качестве пластовой воды.

Заглушка осуществляется в 1 цикл, а специальная жидкость для этой цели берется при наличии завышенной плотности. Заглушка связана с большим удельным весом, но наименьшим объемом. Метод заглушки допускается, если:

Схема щадящего глушения скважин

Схема щадящего глушения скважин.

  • время простоя скважины в закрытом состоянии превосходит 48 часов;
  • обводненность скважинной продукции > 50%.

Необходимо высчитать плотность раствора глушения на объем скважины спуска ЭЦН, при котором будет создаваться необходимое гидростатическое давление столба воды с показателем безопасности.

Раствор, который является тяжелым, в процессе его оседания будет перемешиваться с пластовой водой, находящейся ниже приема насоса до удельного веса, используемого планом работ. При всем этом необходимо понять, что долив скважины в процессе подъема инструмента необходимо создавать удельным весом раствора глушения, усредненного по всей скважине.

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

pж - плотность скважинной жидкости глушения, кг/куб.м;

Рн - показатель давления, относящийся к столбу пластовых вод, которые расположены ниже уровня насоса, МПа;

Рпл - величина давления (пластового), МПа;

Н - размер расстояния от устья столба скважины до отметки ВНК, м;

П - показатель безопасности выполнения работ;

g - убыстрение свободного падения, м/с.

Пример

Имеются следующие данные:

Схема глушения скважин, оборудованных ШГН, с опрессовкой НКТ

Схема глушения скважин, оборудованных ШГН, с опрессовкой НКТ.

  1. Величина давления скважинного пласта - 27,4 МПа.
  2. Параметр безопасности - 0,05.
  3. Величина глубины при спуске насоса - 2200 м.
  4. Размер расстояния, измеряемого от устья до отверстия (верхнего) перфорации - 2500 м.
  5. Значение плотности скважинной жидкости pж - 1020 кг/куб.м.

Отсюда вычислим давление, которое создает поднасосная жидкость, оно равно:

Рн = 1020 х 9,8 х (2500 - 2200) = 2998800 Па = 3,00 МПа. Отсюда скважинная жидкость обладает следующим уровнем плотности: рж= (27,4 х (1 + 0,05) - 3,03) / 2500 х 9,8 х 10-6 =1050,61 кг/м .

Рассмотрим пример вычисления плотности жидкости глушения, имея следующие данные. Жидкость, используемая для заглушки скважины, обладает плотностью 1020 кг/м . Выявлено лишнее скважинное давление, равное 2.4 МПа. Сделаем расчет плотности скважинной жидкости для заглушки при расстоянии от устья до ВНК пласта, равном 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 . Спецтехнологии приготовления жидкости глушения и ее применения должны обеспечивать простоту изготовления и регулирования приемлемыми характеристиками создаваемой жидкости. Это должно исключать возникновение в скважинах различных аварий и осложнений.

Well killing operation is a major problem associated with the provision of special working conditions in drilling wells repair or drilling crews.

Driving water wells species

Driving water wells species.

It is important that these conditions were safe, and oil and gas emissions prevented a timely manner.

Preparatory work

Solve the problem should be using special compounds that allow for killing the well layers of deposits. They make it possible to create the necessary pressure on the bottom, the level of which is higher than that of the reservoir.

The circuit arrangement of equipment for well killing

The circuit arrangement of equipment for killing the well.

Moreover, specifically for this purpose are aqueous solutions with the addition of mineral salts or thickeners.

In general, the preparation of the well bottom should be carried out with a view to re-opening to handle the bottom zone or to carry out repairs. During this process each barrel filling a special liquid, which is necessary for the killing beds.

The process of work in the mine, associated with the replacement of the water is reduced to the implementation of all the washing barrel. However, the tubing component considered to bottom level that is acceptable.

It must be taken into account and alternately replacement of water in the bottom area, is celebrated as the "mouth of the pump." Use a specially prepared solution, which filled the entire trunk. For this reason it is necessary to ensure normal conditions for the control of technological characteristics of the fluid used in view of its density.

Technological features

There are the main objectives and tasks related to the implementation of operations on the well killing on the basis of the important characteristics of the fluid used:

Composition and maximum density of pure brine for killing

Composition and maximum density of pure brine for the killing.

  • it should allow to establish the required level of bottomhole pressure, which is not higher than the reservoir;
  • its composition is inert to the reservoir rock in terms of chemical exposure on the rock;
  • rock in the mine must be compatible with a solution damping, thereby eliminating the process of clogging pores reservoir wells particles with a rigid structure;
  • Suspended particles can not exceed 30 mg / l;
  • clay particles should be exposed in the presence of inhibitory effects of jamming filtrate composition that will prevent swelling of the particles at certain pH setting the water in the well layers;
  • special liquid barrier may not be;
  • due to its water-repellency is provided by collectors, is lowering the reservoir pressure of the capillaries, reducing the interfacial tension characteristic of the phase boundary, where a hydrophobic process;
  • characteristics of the sample liquid exclude its absorption layers;
  • drilling equipment can not be subjected to a special liquid;
  • corrosion process occurs at a rate lower than 0.12 mm / year.

In high temperature conditions characterized by high-quality liquid damping properties of thermal stability and frost during the cold season. Flammability properties are not eligible for the special composition of the solution, it is characterized by explosion and fire, non-toxic.

The methodology of calculation

The volume of fluid

Perform calculation killing the well layers of deposits can be established when performing stages. This should take proper precautions. To determine the correct amount of solution used in the process of killing should calculate V downhole post inside.

Be sure to take into account not only the magnitude of the volume of pumping and compression pipes, but also the thickness of their walls, and takes into account the value of the depth of the descent.

To determine the volume (V) of liquid, the following calculations:

The dependence of the density of the solution and the freezing temperature of the mass concentration of different salts

The dependence of the density of the solution and the freezing temperature of the mass concentration of different salts.

V xi = (V eq - V CNT - V pc) * Ks,

where V eq = (n D2 / 4) * H - volume indicator for operational wells of columns (ECS), m ;

H - column index of the depth in meters;

D - the value of the column diameter (internal) m;

Ks - safety factor level;

V tubing - the amount of a special solution, which is displaced by metal pumping and compression pipes, m ;

V CNT = (nx (d - d 1) / 4) x Hsp,

where d, d 1 - diameter value, both internal and external to the tubing related, m;

H cn - depth level for the descent of the pump, m;

Piece V - volume that displaces rod material (metal), cubic meters (if available).

Deviations at a density of killing fluid

Deviations at a density of killing fluid.

Consider the example of calculating the damping solution wells.

Given the dimensions of the tubing and the diameter of the pacemaker in a well of n D = 146 mm (D = 126 mm), and d = 73 mm (d 1 = 62 mm).

The values of the well and the depth of the descent respectively BHK H = 2604 m and sales tax = 2435 m should make the calculation of volume, which takes tubing: Vnkt 2435h3.14h = (0.0732 - 0.0622) / 4 = 2.84 cubic meters.

It is necessary to calculate the amount of space EX (domestic): V eq = 2604h3.14h0.1262 / 4 = 32.45 cubic meters It is necessary to make the calculation of fluid volume well killing: V = xi 1.1h2.84 + 32.45) = 38.8 m

If the absorption of the solution kill the well layers is much more than is required, it is necessary to apply a locking compound.

The density for the damping solution

To calculate the density of the charge as a basis for calculation used when calculating the pressure, depending on the solution column that exceeds the existing reservoir pressure in accordance with the requirements. They must not allow the presence of a solution of density level of deviations from the values stipulated in the plan by more than ? 20 kg / cu.m.

Diagram of pressure in the pipe and the annular spaces at silencing (ground OP)

Diagram of pressure in the pipe (1 - 5) and annular (a - the k) spaces at silencing method driller for ground location OP.

Corrosive fluid pressure should be low. muffling liquid should have the property of thermal stability, when there is no crystallization of its formation on the surface during the winter. In the process of making and using the technology solution must be maintained.

It should be special regulation indicator of density and viscosity of the liquid. If the oil or gas field has portions, which contains hydrogen sulfide, the liquid must have a special converter of the substance. Select the composition should be in accordance with the level of quality of the solid phase, taking into account the process conditions and mining and geological features of the well bottom.

To completely replace damping fluid in the cycle equal to 1, it is necessary to calculate the value of the share of: met along pl = P x (1 + R) / H x 0.098,

Where:

RJ - the density drilling fluid, g / cc;

P Square - reservoir pressure indicator MPa.

N - the length of the distance from the BHK formation to the borehole mouth, m.

II - an indicator associated with the work of security, performance, and gas content, determined by the depth of the borehole.

Consider a special calculation to determine the density of the wellbore fluid. There is the vertical distance from the mouth of the barrel to the BHK H = 2500 m. The pressure (reservoir) is P = 270 MPa. The level of security associated with the index 0.05, p ^ = 270h (1 + 0.05) / 2500h0.098 = 1.157 g / cc.

The requirement to the process

Well off the beaten path in a single cycle can be under the circumstances:

Diagram of pressure in the pipe and the annulus at silencing (with MODU)

Diagram of pressure in the pipe (1 - 5) and annular (a - the k) spaces at killing the well with the rig by the driller.

  1. When the CNT, which dropped to a perforation interval contains no more than 100 meters away, carried the plug for 1 cycle.
  2. Wells, intensively used with ESP, mounted higher than 100 meters from the perforation interval, subject to the conditions in the well a high level of responsiveness and the ability to prodavke water, which is located below.
  3. At sufficiently high (greater than 50%) water content, provided that the hole was closed over 2-days.

Perhaps the use of the method of killing the smallest volume with high specific gravity fluids plugs. The physical meaning of the calculations is that the immobility of the downhole fluid carried bundle formation fluid and oil. By default, it is assumed that in the closed state in the post hole left bundle on borehole water fraction and a liquid under the pump appears as a reservoir of water.

The plug is carried at one cycle, and a special liquid for this purpose is taken in the presence of excessive density. The plug is connected with a large proportion, but the lowest volume. stub method is allowed if:

Driving gentle well killing

Driving gentle well killing.

  • downtime of the well in the closed position exceeds 48 hours;
  • water cut production of> 50%.

It is necessary to calculate the density of the damping solution to the volume of the shutter ESP wells at which to create the necessary hydrostatic pressure of the water column with safety indicator.

The solution, which is heavier in the process of settling will mix with the water reservoir located below the pump intake to the specific gravity of used-up works. At the same time we need to understand that in the process of refilling the well lifting tools necessary to create a specific gravity of killing solution, averaged over the entire borehole.

met along = (P Square x (1 + R) - P n) / N x 9.8 x 10.6, where:

met along - the density of the wellbore fluid damping, kg / m;

PH - an indicator of the pressure relating to the post of reservoir water, which are located below the pump, MPa;

RPL - pressure (reservoir), MPa;

N - the size of the distance from the wellhead to the level of post BHK, m;

P - component of work safety;

g - quickening of gravity, m / s.

Example

There are the following data:

Driving well killing equipped with SRP, by pressuring the tubing

Driving well killing equipped with SRP, by pressuring the tubing.

  1. The pressure downhole reservoir - 27.4 MPa.
  2. Security Settings - 0.05.
  3. The value of the depth of the descent of the pump - 2200 m.
  4. The size of the distance measured from the mouth to the hole (top) perforation - 2500 m.
  5. The value of the density of the wellbore fluid are met along - 1020 kg / m .

From this calculate the pressure, which creates podnasosnaya liquid is equal:

PH = 1020 x 9.8 x (2500 - 2200) = 2,998,800 Pa = 3.00 MPa. Hence the well fluid has the following levels of density: p ^ = (27.4 x (1 + 0.05) - 3.03) / 2500 x 9.8 x 10-6 = 1050.61 kg / m .

Consider the example of calculating the density of the fluid damping, having the following data. The liquid used to plug the well, has a density of 1020 kg / m . It revealed excess downhole pressure of 2.4 MPa. Make payment downhole fluid density plug at a distance from the mouth to the formation BHK equal to 2350 m. Rzab = p * g * H = 1020 * 2350 * 9.8 * 6.10 = 23.49 MPa.

p ^ = (2.4 + 24.73) * 1.05 / 2350 * 9.8 * 10-6 = 1188 kg / m . Spetstechnology cooking killing fluid and its application should provide ease of manufacture and control acceptable performance created by the liquid. This should exclude the occurrence of holes in various accidents and complications.

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

Схема різновидів свердловин на воду

Схема різновидів свердловин на воду.

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.

Схема розміщення обладнання для глушіння свердловини

Схема розміщення обладнання для глушіння свердловини.

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, пов'язаний 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, пов'язані зі здійсненням операцій по глушіння свердловин на основі важливих характеристик використовуваної рідини:

Склад і максимальні значення щільності чистих розсолів для глушіння

Склад і максимальні значення щільності чистих розсолів для глушіння.

  • 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 бар'єром;
  • 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.

Обов'язково 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:

Залежність щільності і температури застигання розчину від масової концентрації різних солей

Залежність щільності і температури застигання розчину від масової концентрації різних солей.

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).

Відхилення при щільності рідини глушіння

Відхилення при щільності рідини глушіння.

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 об'єм місця ЕКС (внутрішнього): V ек = 2604х3.14х0.1262 / 4 = 32.45 куб.м. Слід зробити розрахунок об'єму 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.

Діаграма тисків в трубному та затрубном просторах при глушіння (наземне ОП)

Діаграма тисків в трубному (1 - 5) і затрубному (а - k) просторах при глушіння методом бурильника при наземному розташуванні ОП.

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 в'язкості 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, пов'язаний 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 пов'язаний 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:

Діаграма тисків в трубному та затрубному просторі при глушіння (з ППБУ)

Діаграма тисків в трубному (1 - 5) і затрубному (а - k) просторах при глушіння свердловини з ППБУ методом бурильника.

  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 пов'язана з великою питомою вагою, але найменшим обсягом. Метод заглушки допускається, якщо:

Схема щадного глушіння свердловин

Схема щадного глушіння свердловин.

  • 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:

Схема глушіння свердловин, обладнаних ШГН, з обпресуванням НКТ

Схема глушіння свердловин, обладнаних ШГН, з обпресуванням НКТ.

  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.


» » » Методика расчета глушения скважины с применением специального раствора