Головна |
- Глушіння свердловин може проводитися прямим і зворотним способом. При прямому способі, рідина глушіння закачується через НКТ, при зворотному - в затрубний простір.
- процес глушіння (В межах одного циклу) повинен бути безперервним.
- Витрата рідини глушіння повинен вибиратися більшим, ніж продуктивність свердловини, шляхом регулювання швидкості закачування або дроселюванням засувки - для створення протитиску на пласт.
- Глушіння свердловини допускається при повній або частковій заміні свердловини рідини з відновленням або без відновлення циркуляції. Якщо часткова заміна свердловини рідини неприпустима, заповнення колони рідиною глушіння здійснюється при її прокачуванні на поглинання.
- При глушіння свердловини в два і більше циклів час відстою свердловини, необхідне для заміщення розчину, визначається за формулою.
to 1.2 ... n-1 = Hз1.2 ... n-1-Hж1.2 ... n-1 (Формула 8)
V отн
де: Vотн - відносна швидкість рідини глушіння і свердловини рідини в умовах відстою (рівна 70 м / год для нафти щільністю 0.81 г / см3 і води щільністю 1.0 г / см3);
Нж1.2 ... n-1 - висота стовпа вміщеній рідини (приведена до внутрішньому об'єму експлуатаційної колони) при першому і наступних циклах глушіння, м;
Нз1.2 ... n-1 - висота заміщення свердловини рідини - рідиною глушіння (взята від низу спущеного в свердловину обладнання НВВ до кордону розділу свердловини рідини і рідини глушіння. При першому циклі глушіння - до черевика свердловини), м;
tо - тривалість відстою, годину.
Нж1.2 ... n-1 =Vжг1.2 ... n-1
Vек1 (формула 9)
Відносна швидкість заміщення свердловини рідини - рідиною глушіння, при різному співвідношенні їх щільності, може бути визначена за графіком наведеним в «Додатку 3».
Ознакою закінчення глушіння свердловини є відповідність щільності рідини виходить зі свердловини щільності рідини глушіння, при цьому обсяг прокаченной рідини глушіння повинен бути не менше розрахункової величини (п.3.2. Формула 4).
- При глушіння свердловин з високим газовим фактором (більше 200 м3/ м3, І з пластами мають поглинають інтервали повинна передбачатися закачування в зону фільтра буферної пачки загущеній рідини або ВУС. При інтенсивному поглинанні використовуються нефтеводо - Кислоторозчинні наповнювачі - кольматанта з подальшим відновленням проникності ПЗП.
- Глушіння фонтанних і нагнітальних свердловин.
- У фонтанних свердловинах НКТ спускається до інтервалу перфорації або на 10-30 м вище за нього. Тому, для заміщення свердловини рідини на рідину глушіння в цих свердловинах, досить одного циклу глушіння виконаного шляхом закачування рідини глушіння в НКТ (прямий спосіб).
- Глушіння фонтанних (газліфтних) і нагнітальних свердловин виробляють, за умови виходу циркуляції рідини глушіння, з протитиском (в межах допустимого для даної експлуатаційної колони) - достатнім для припинення роботи пласта. Величина противодавления регулюється засувкою на затрубному просторі, при цьому, тиск в лінії відведення свердловини рідини (викидна лінія) не повинно перевищувати 30 кг / см2.
- До кінця глушіння свердловини тиск прокачування необхідно поступово знижувати шляхом відкриття засувки на затрубному просторі або зменшення продуктивності насоса.
- Глушіння свердловин, обладнаних насосами.
- Глушіння свердловин, обладнаних ЕЦН і ШГН, виробляють в два і більше прийомів (циклів) після зупинки свердловинного насоса і збиття циркуляційного клапана (ЕЦН) або відкидання головки балансира біля верстата-качалки.
- Свердловину після першого і наступних циклів глушіння залишають на відстій, на час, розраховане за формулою 8.
- Кількість виконаних циклів, час відстою, і обсяг прокаченной рідини глушіння повинні відповідати розрахунковим значенням, зазначеним у плані-завданні на глушіння свердловини.
- Глушіння свердловин з аномально низьким пластовим тиском.
- Глушіння свердловин з аномально низьким пластовим тиском проводиться сеноманской або подтоварной водою без створення протитиску на пласт.
- Для запобігання погіршенню припливу рідини з пласта до закачиваемой в свердловину води додаються хімреагент (КМЦ, ПЕО, ПАР). Добавку зазначених та інших хімреагентів виробляти за спеціальними методиками.
- Приготування рідини глушіння з добавкою хімреагентів необхідно проводити шляхом інтенсивного їх перемішування.
- Закачування рідини глушіння в свердловину з добавкою хімреагентів здійснювати при першому циклі глушіння.
- Заходи безпеки при глушіння свердловин.
-Глушеніе Свердловини може бути розпочато тільки після оформлення двостороннього акта про прийом свердловини в ремонт (майстер бригади ВРХ (ТРС) та представник ПДНГ, ЦППД).
- Глушіння свердловини проводиться за завданням майстра ВРХ (ТРС). Проведення глушіння свердловини без плану ЗАБОРОНЯЄТЬСЯ.
- Глушіння свердловин проводиться, як правило, у світлий час доби. В особливих випадках глушіння може бути вироблено в нічний час при забезпеченні освітленості свердловини не менше 26 люк.
- Майданчик розміром 40х40 м, на якій встановлюються агрегати, повинна бути звільнена від сторонніх предметів, взимку від снігу.
- Перед глушінням необхідно перевірити: справність всіх засувок і фланцевих з'єднань на гирловому обладнанні; наявність протоки рідини по викидний лінії від свердловини до вимірювальної установки і при його відсутності роботи на свердловині припинити до з'ясування та усунення причин.
- Промивний агрегат і автоцистерни слід розташовувати з навітряного боку на відстані не менше 10 м від гирла свердловини. При цьому кабіна агрегату і автоцистерн повинні бути звернені в бік, протилежний від гирла свердловини, вихлопні труби агрегату і автоцистерн повинні бути обладнані іскрогасниками, відстань між ними має бути не менше 1.5 м.
Промивний агрегат, крім того, повинен бути обладнаний запобіжним і зворотним клапанами.
- У процесі глушіння свердловина ЗАБОРОНЯЄТЬСЯ кріплення будь-яких вузлів агрегату або обв'язки гирла свердловини і трубопроводів. Повинен бути забезпечений постійний контроль: за показаннями манометрів, за лінією обв'язки, за місцезнаходженням людей. Манометри повинні бути встановлені на прокачувати агрегаті і викидний лінії свердловини.
- При глушіння свердловин тиск прокачування рідини глушіння не повинно перевищувати тиску опресування експлуатаційної колони даної свердловини.
- Розбирання промивної лінії слід починати тільки після зниження тиску в лінії нагнітання до атмосферного. При цьому засувка на фонтанної арматури з боку свердловини повинна бути закрита.
- Після закінчення робіт по глушіння свердловини засувки повинні бути закриті, територія навколо свердловини очищена, заглушена свердловина повинна перебувати в очікуванні ремонту не більше 36 годин.
При більш тривалому простої свердловини в очікуванні ремонту, свердловина повинна бути заглушена повторно до початку ремонтних робіт.
- Після закінчення всіх робіт по глушіння свердловини складається «Акт на глушіння свердловини».
В акті на глушіння свердловини повинно бути зазначено:
- Дата глушіння свердловини;
- Питома вага рідини глушіння;
- Обсяг рідини глушіння по циклам;
- Час початку та закінчення циклів глушіння;
- Початковий і кінцевий тиск прокачування рідини глушіння.
- «Акт на глушіння свердловини» підписується (із зазначенням питомої ваги і об'єму рідини глушіння), особою яка проводила глушіння свердловини, майстром бригади ВРХ і машиністом агрегату.
Лекцій за програмою | Визначення забійних тисків (Р заб) | Основні принципи аналізу тисків | Причини переходу ГНВП в ВІДКРИТІ Фонтан. | КЛАСИФІКАЦІЯ | Основні ознаки газонафтоводопроявів | Промиванні, СПО та інших операціях | Розділ V III. ГНВП з виділенням сірководню. | При порушенні герметичності кабельного вводу | Інструкції по протифонтанної безоапасності які д. Б. в ЦДНГ |