Глушение (обратная циркуляция)

Этот метод наиболее широко применяется при глушении скважин с установленным пакером и наличием ингибированной пакерной жидкости в межколонном пространстве. В этом случае для сообщения между колонной и НКТ должен быть открыт перепускной клапан или колонна НКТ должна быть проперфорирована. Обычно плотности пакерной жидкости достаточно, чтобы уравновесить (сбалансировать) пластовое давление, а плотность жидкости для глушения приблизительно соответствует плотности пакерной жидкости. В противном случае глушение скважины с использованием этого метода проводится в 2 этапа:

1.Замещение НКТ пакерной жидкостью

2.Замещение затрубного пространства и НКТ жидкостью для глушения с собственной плотностью.

 

Основные этапы глушения:

1. Стравить газовую шапку на газосодержащих скважинах.

2. Проверить значения давлений в НКТ и обсадных трубах.

З. Открыть штуцер, довести подачу насоса до величины, необходимой для глушения.

4. С помощью реryлирующего штуцера подддерживать давление в НКТ трубах постоянным.

5. При достижении насосом заданной производительности поддерживать давление в - колонне постоянным до полного вымыва пакерной жидкости.

6. Остановить насос и закрыть скважину.

7. Значения статических давлений в колонне и НКТ должны равняться "0".

 

При стравливании газовой шапки, содержащей H₂S, убедитесь, что газ направляется на факельную установку через сепаратор.

Если плотность пакерной жидкости недостаточна для глушения скважины, необходимо проводить работы в вышеуказанном порядке до полного замещения НКТ пакерной жидкостью из затруба, а затем начать закачку задавочной жидкости, ПОРдерживая давление в НКТ постоянным до тех пор, пока жидкость не достигнет перепускного клапана или перфораций.

Затем необходимо поддерживать давление в обсадных трубах постоянным до выхода задавочной жидкости на поверхность.

 

 

Глушение в пласт

Метод глушения в пласт заключается в задавке пластовых флюидов обратно в пласт путем закачки утяжеленной жидкости через НКТ целесообразность проведения глушения скважины этим методом часто определяется параметрами и состоянием пластовой жидкости. Дело в том, что флюиды с малой вязкостью, такие; как газ, поступают обратно в пласт с большей скоростью, чем нефть или вода, и, кроме того, имеют тенденцию закупоривать пласт при попытке установления обратного потока. Однако в определенных случаях, таких как, например, беструбное завершение скважины, метод глушения в пласт может оказаться наиболее предпочтительным.

Также серьезное воздействие при проведении глушения в пласт может оказать миграция газов. Миграция газов представляет собой движение флюидов, обладающих малой плотностью, вверх через флюиды с высокой плотностью. Скорость миграции определяется следующими факторами:

1. Вязкость и плотность флюидов

2. Геометрия ствола

3. Величина притока

 

При низкой подаче насоса скорость движения газа вверх может сравняться или превысить скорость закачки жидкости, таким образом, сводя к нулю все преимущества метода глушения в пласт. В некоторых случаях необходимо повысить вязкость промывочной жидкости, чтобы сбалансировать или понизить скорость миграции. При определенных обстоятельствах для того, чтобы избежать разрыва НКТ, на затруб подается дополнительное давление. Обычно это делается в том случае, если давление закачки превышает (допустимое) давление опрессовки НКТ или есть опасения, что в результате коррозии нарушена целостность колонны НКТ. При создании дополнительного давления следите за тем, чтобы оно не превысило давления опрессовки обсадных труб. При работе с высокими давлениями многие операторы прёдпочитают использовать предохранительный (спускной) кран (клапан), устанавливаемый на катушке НКТ, чтобы не допустить создания избыточных давлений в обсадной колонне в случае разрыва НКТ.

Пример 6.1 иллюстрирует порядок проведения и основные факторы, учитываемые при глушении в пласт.

 

Пример 6.1.

Используя приведенные данные, рассчитайте основные параметры глушения в пласт (на НКТ установлен пакер).

Дано:

Фактическая вертикальная глубина: 2000 м

Глубина верха перфораций: 1975 м

Градиент давления гидроразрыва пласта: 19,50 Кпа/м

Градиент пластового давления: 9,09 Кпа/м

Гидростатическое давление пластового флюида: 2250 Кпа

Статическое давление в НКТ: 13,8 Мпа

НКТ: 73 мм, 9,67 кг/м, J-55

Максимальное давление опрессовки: 50,1 Мпа

Расчетное давление устьевого оборудования: 35 Мпа

Плотность задавочной жидкости: 1000 кг/м³

 

Решение:

1) Рассчитать максимально допустимое давление в НКТ (на устье), не превышающее давление разрыва пласта - Р _макс.

Р_макс. = [(давление гидроразрыва) - (гидростатическое давление пластового флюида)] =

 

[19,50 Кпа/м х 1975 м] - 2250 Кпа = 38513 Кпа - 2250 Кпа = 36263 Кпа или 36.3 Мпа

 

Р _{макс.окончат}. = [(давление гидроразрыва) - (гидростатическое давление задавочной жидкости)] =

[19,5 Мпа/м х 1975 м - (1975 м х 1000 кг/м³) х 0,00981] =

38513 Кпа -19775 Кпа = 19138 Кпа или 19,1 Мпа

 

Рабочее давление устья = 35,0 Мпа

Объем НКТ = длина НКТ, м х удельн. объем, м³/м = 1975 м х 0,0031019 м³/м = 5,96 м³

 

2. Постройте график расчетных величин.

 

Порядок проведения работ при глушении в пласт:

1. Рассчитать максимально допустимое давление на устье, превышающее градиент давления гидроразрыва пласта
2. Определить величины давлений разрыва НКТ/обсадных труб и рабочее давление на устье
3. Рассчитать дополнительные давления в НКТ/колонне, если используются
4. Утяжелить необходимый объем промывочной жидкости до расчетного удельного веса
5. Начать медленно закачивать жидкость в скважину через НКТ, следуя графику давлений
6. Не превышать давление гидроразрыва, если нет соответствующих указаний
7. Контролировать величины давлений в НКТ/колонне, следить за любым превышением давления
8. Закачивать задавочную жидкость до полного замещения НКТ
9. Остановить насос и закрыть скважину
10. Статическое давление в НКТ должно равняться «0» нулю.

 

Циклическое глушение

 

Иногда при про ведении капитального ремонта для глушения скважины используется метод (так называемого) циклического глушения. Этот метод состоит из нескольких циклов, каждый из которых заключается в следующем: (определенный) расчетный объем жидкости закачивается в НКТ и опускается вниз под действием собственного веса. Перемещенный за время отстоя газа затем стравливается до тех пор, пока жидкость вновь не достигнет штуцера. По мере закачки объемов задавочной жидкости значение статического давления в НКТ должно постепенно снижаться на расчетную величину до полного глушения скважины.

 

Метод циклического глушения применяется в следующих ситуациях:

 

Когда величина статического давления в колонне НКТ приближается к номинальному рабочему давлению устьевого оборудования или НКТ и вместе с динамическим давлением закачки может превысить предел на разрыв устьевого оборудования, как, например, в случае глушения в пласт.

Когда необходимо полностью заглушить скважину или только снизить уровень статического давления в НКТ с тем, чтобы затем можно было безопасно применять другие методы глушения, не превышая предельно допустимых давлений.

Когда ствол скважины или перфорации забиты и глушение в пласт проводить нельзя. В этом случае метод циклического глушения может применяться нарядус глушением с помощью гибких НКТ или с использованием НКТ малого диаметра, спускаемых под давлением.

Необходимо знать, что метод циклического глушения требует значительных затрат времени, тогда как с помощью других методов заглушить скважину можно намного быстрее.

Пример 7.2 иллюстрирует основные этапы и порядок проведения глушения скважины циклическим методом.

Пример 6.2

Дано: Необходимо провести ремонт скважины, где уровень статического давления в НКТ близок к предельно допустимому рабочему давлению устьевого оборудования.

Для того чтобы максимально снизить риск разрыва оборудования, используется метод циклического глушения. С помощью этого метода статическое давление в НКТ необходимо снизить до уровня, безопасного для глушения скважины методом задавки в пласт.

Используйте для расчетов и разработки технологии глушения данные, приведенные ниже:

 

Фактическая вертикальная глубина: 3550 м

Верх перфораций: 3500 м

Статическое давление в НКТ: 19.5 Мпа

НКТ: 73 мм, 9,67 кг/м, N-80

Предел на разрыв НКТ: 72,9 Мпа

Рабочее давление устьевого оборудования: 21,0 Мпа

Плотность жидкости: 1000 кг,м³

 

Решение:

1. Рассчитать максимальную величину падения давления при закачке 0,5 м³ жидкости

ΔР = Р_пaд. = объем погонного центра НКТ м/м³ х объем закачки, м³ х плотность жидкости, кг/м³ Х 0,00981

ΔР - Р_пад = 331,2 м/м³ х 0,5 м³ х 1050 кг/м³ х 0,00981 = 166 м х 10,30 Кпа/м = 1710 Кпа

При закачке каждых 0,5 м³ жидкости давление будет снижаться на 1710 Кпа

 

Порядок проведения работ

1. Зарегистрировать значения давлений в колонне НКТ и в затрубе
2. Открыть штуцер на факельную линию. Стравить некоторое количество газа и тем самым снизить давление в колонне
3. Закрыть штуцер и предохранительный клапан штуцера
4. Медленно закачивать жидкость до тех пор, пока давление на насосе не достигнет 19,5 Мпа, остановить насос
5. Подождать, пока жидкость спустится вниз по НКТ в течение 0,25-0,75 часа
6. Открыть штуцер и стравить газ, пока жидкость не достигнет штуцера
7. Закрыть штуцер и закачивать жидкость до тех пор, пока давление не достигнет 19,5Мпа
8. Продолжать работы в таком порядке до тех пор, пока скважина не будет заглушена или не будет достигнуто безопасное рабочее давление

 

После каждого цикла закачки (жидкости в скважину) важно дать жидкости время опуститься вниз по НКТ, газу всплыть через жидкость на поверхность. Средняя скорость всплытия газа составляет около 600 м/час, таким образом, требуется значительное время, чтобы дать газу всплыть, а жидкости спуститься на 3500 м. После закачки важно также подождать несколько минут перед стравливанием газа, чтобы не дать жидкости вытечь через штуцер.

 

Прочие методы глушения

Кроме рассмотренных выше основных способов глушения скважин существует множество других методов, в том числе и их комбинаций.

При завершении глубоких скважин с высокими давлениями и особенно содержащих H₂S, в скважине устанавливается постоянный (неизвлекаемый) эксплуатационный пакер с посадочными ниппелями для насоса, которые одновременно являются частью хвостовика.

При про ведении глушения такой скважины в посадочном ниппеле устанавливается глухая извлекаемая пробка, спускаемая на тросе, давление в НКТ стравливается и НКТ заполняется утяжеленной жидкостью. После этого пробка извлекается и ремонтные работы возобновляются.

При проведении монтажных работ на скважинах с высокими давлениями или содержащих H₂S, в стволе дополнительно устанавливается предохранительный клапан, который закрывается во время монтажных работ и служит резервным или основным запорным оборудованием в зависимости от того, имеется ли обратный клапан в колонной головке или нет.