Концепция сохранения коллекторских свойств пластов при глушении скважин в ОАО «Татнефть»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 4. Диспергатор

1 – корпус;    2 – сопло;    3 – завихритель; 4 – гнездо корпуса

В емкость заливают расчетное количество нефти, эмульгатора и перемешивают жидкости с помощью агрегата в течение 10-15 минут (компоненты взаиморастворимы).

Далее приготовление эмульсии осуществляется с помощью двух агрегатов и диспергатора по схеме «а» согласно рисунку 5. Производительность агрегата, перекачивающего нефть, должна быть в 2 раза выше производительности агрегата, перекачивающего пластовую воду.

После ввода расчетного количества воды агрегаты переключаются на работу по схеме “б” согласно рисунку 5. Агрегаты работают с одинаковой производительностью. Перемешивание продолжается до готовности эмульсии (электростабильность по ИГЭР–1  не менее 100 В).

        

          3.6.Технологический процесс (варианты) глушения скважин в        различных горно-геологических и технических условиях       эксплуатации

Общие положения

Глушение скважины - это технологический процесс замены скважинной жидкости на жидкость с плотностью, обеспечивающей следующие условия:

а) давление гидростатического столба жидкости больше пластового;

б) сохранение коллекторских свойства призабойной зоны продуктивного пласта.

Для скважин выбор плотности жидкости глушения должен производиться по формуле (1):

     (1)

где    - плотность жидкости глушения, кг/м3;

- пластовое давление, МПа;

Нкр. – глубина скважины до кровли перфорированного пласта, м;

Lудл. – удлинение скважины, м;

К – коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной.

Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят закачиванием жидкости глушения через НКТ или межтрубное пространство до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков для обеспечения необходимого противодавления на пласт. По истечении 3-4 часов при отсутствии переливов и выхода газа скважина считается заглушенной.

При наличии избыточного давления на устье после первого этапа производят повторный

цикл глушения закачкой жидкости до выхода циркуляционной жидкости на поверхность. При наличии эксплуатационного пакера производят его срыв и дальнейшее глушение силами бригады по ремонту скважин.

При наличии избыточного давления на устье после первого этапа производят повторный цикл глушения закачкой жидкости в объеме межтрубного пространства и НКТ от устья до приема насоса.

Вначале облагороженную жидкость глушения с расчетной плотностью (большей плотности поднасосной жидкости) при открытой задвижке на НКТ замещают до глубины установки насоса, задвижку закрывают. Расчетное время (Т) определяют по формуле (2):

Т = H/V,                                                       (2)

где   Н - расстояние от приема насоса до забоя скважины, м;

V - скорость замещения  жидкостей, м/с.

Через расчетное время осаждения жидкости глушения на забой измерить давление на устье, и при его наличии закачать оставшийся объем жидкости глушения. При отсутствии избыточного давления и выхода газа скважина считается заглушенной.

Глушение скважины методом прямой промывки заключается в закачке жидкости глушения непосредственно в колонну НКТ.

Глушение скважин методом прямой промывки позволяет:

- исключить превышение  допустимого давления в межтрубном  пространстве и возможный порыв эксплуатационной колонны;

• снизить негативное воздействие жидкостей глушения на коллекторские свойства пласта;

• повысить достоверность расследования причин отказов ГНО;

• сократить количество подземных ремонтов по причине засорения.

Глушение методом прямой промывки применяется при выполнении одного из следующих условий;

• скважина оборудована штанговым вставным насосом и полированным штоком длиной не менее 5,6 м;

• скважина оборудована трубным штанговым насосом со сливным отверстием в цилиндре и полированным штоком длиной не менее 5,6 м;

• наличие клапанов различных конструкций, позволяющих создать циркуляцию для УШСН, УВШН или УЭПН.

Метод глушения (прямой или обратной промывкой) определяется технологической службой ЦДНГ, в соответствии с установленным скважинным оборудованием.

В плане работ на подземный ремонт должны быть указаны следующие параметры:

• метод глушения;

• тип, удельный вес и объём жидкости глушения;

• для скважин с УШСН - тип насоса, диаметр и длина полированного штока, тип СУСГ, наличие и тип сливных устройств;

• для скважин с УЭПН - тип насоса, наличие обратного и сливного клапана и его конструкция.

Глушение скважин производится до начала ремонтных работ. По окончании глушения скважины составляется акт, в котором указываются:

• способ глушения (прямой или обратной промывкой);

• тип, удельный вес и объём жидкости глушения;

• результат опрессовки НКТ (при глушении методом прямой промывки);

• время начала и окончания глушения;

• давление на манометре агрегата в начале и в конце глушения;

• результаты глушения.

При глушении методом прямой промывки в случае отсутствия циркуляции или повышении давления на насосном агрегате до 15 МПа в процессе закачки, мастер по подготовке скважин к ремонту принимает решение о проведении глушения методом обратной промывки, о чём производится запись в акте на глушение скважины.

Акт на глушение скважины подписывается мастером (оператором) по подготовке скважин к ремонту, машинистом насосного агрегата и передаётся мастеру бригады ПРС.

Расследование причины отсутствия циркуляции производится после подъёма глубинно-насосного оборудования комиссией в составе:

• ведущий инженер ПОДНГ - председатель комиссии;

• инженер-технолог ЦДНГ - член комиссии;

• инженер-технолог ЦПРС - член комиссии;

• мастер ЦКПРС - член комиссии.

По результатам расследования комиссия разрабатывает мероприятия по устранению причин отсутствия циркуляции при прямой промывке, В случае необходимости комиссия вправе вносить дополнения в план работ на проведение ремонта.

После окончания ремонта мастер бригады ПРС передаёт акт на глушение в геолого-технологическую службу ЦДНГ вместе с актом на ремонт скважины.

 

3.7. Подготовка скважины к глушению

Подготовка скважин с УШСН к глушению методом прямой промывки:

а) На скважине, оборудованной штанговым насосом в комплекте с клапаном СКОК, либо его аналогами:

1) произвести  обвязку насосного агрегата (приложение  А);

2) установить  на устье противовыбросовое устройство (приложение Б, В);

3) опрессовать колонну НКТ на давление, указанное в плане работ;

4) создать давление, необходимое для срабатывания  клапана (разрыва мембраны), но не превышающее указанного в паспорте на клапан.

б) На скважине, оборудованной вставным или трубным насосом со сливным отверстием в цилиндре:

1) установить  противовыбросовое оборудование (приложение Б, В);

2) демонтировать  канатную подвеску и откинуть  головку балансира;

3) произвести  обвязку насосного агрегата (приложение  А);

4) опрессовать колонну НКТ на давление, указанное в плане работ;

5) на верхний  конец полированного штока закрепить  мерную ленту для замера высоты  подъёма колонны штанг;

6) произвести подъём полированного штока на максимальную высоту, предварительно ослабив винты жимка полированного штока противовыбросового устройства.

При подъёме не допускать упора штанговой муфты в корпус СУСГ. Срыв вставного насоса с якорного башмака сопровождается характерным рывком (кратковременным повышением нагрузки на 200-400 кг);

7) зажать полированный  шток в жимке противовыбросового устройства и отсоединить грузоподъёмный механизм

Подготовка скважин с УЭПН к глушению методом прямой промывки

На скважине, оборудованной сбивным клапаном, либо комбинированным клапаном типа ОСЕК или УК-73 необходимо:

а) снять с арматуры скважины лубрикатор или заглушку и установить на фланцевое

соединение специальный лубрикатор (приложение Г) с помещённым в него отрезком металлического стержня диаметром 31 мм длиной 1,5 м со сферическими торцами;

б) произвести обвязку насосного агрегата (приложение А);

в) установить на сальниковый ввод зажимное устройство для предотвращения разрушения давлением сальника кабельного ввода (приложение Д);

г) открыть лубрикаторную и центральную арматурные задвижки скважины и подождать 2-3 минуты для дохождения металлического стержня до выкида ЭЦН и сбивания сливного клапана, либо открытия комбинированного клапана.

Подготовка скважин к глушению методом обратной промывки

При глушении скважины методом обратной промывки жидкость глушения закачивается по межтрубному пространству и выходит по колонне НКТ на устье. Подготовительные работы по глушению включают следующие операции:

а) произвести обвязку насосного агрегата с присоединением нагнетательной линии к затрубной задвижке (приложение А), установить противовыбросовое устройство (приложение Б, В);

б) на скважинах, оборудованных УЭПН снять с арматуры скважины лубрикатор или заглушку и установить на фланцевое соединение специальный лубрикатор (приложение Г) с помещённым в него отрезком металлического стержня диаметром 31 мм длиной 1,5 м со сферическими торцами, установить на сальниковый ввод зажимное устройство для предотвращения разрушения давлением сальника кабельного ввода (приложение Д);

в) на скважинах, оборудованных УШСН демонтировать канатную подвеску и откинуть головку балансира;

г) при отсутствии циркуляции через обратный клапан на скважинах, оборудованных УШСН, произвести срыв плунжера или вставного насоса.

 

3.8. Процесс глушения  скважины