Глушение скважин, оборудованных насосами.

Глушение фонтанных и нагнетательных скважин.

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 (п.3.2. Формула 4).

Технология глушения скважины.

 

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

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

- Расход жидкости глушения должен выбираться большим, чем производительность скважины, путем регулирования скорости закачки или штуцированием задвижки - для создания противодавления на пласт.

- Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости недопустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляется при ее прокачивании на поглощение.

- При глушении скважины в два и более циклов время отстоя скважины, необходимое для замещения раствора, определяется по формуле.

 

to 1.2… n-1 = Hз1.2 …n-1-Hж1.2…n-1 (формула 8)

V отн

 

где: Vотн – относительная скорость жидкости глушения и скважинной жидкости в условиях отстоя (равная 70 м/час для нефти плотностью 0.81 г/см3 и воды плотностью 1.0 г/см3);

Нж1.2…n-1 – высота столба закаченной жидкости (приведенная к внутреннему объему эксплуатационной колонны) при первом и последующих циклах глушения, м;

Нз1.2…n-1 – высота замещения скважинной жидкости – жидкостью глушения (взятая от низа спущенного в скважину оборудования Нсп до границы раздела скважинной жидкости и жидкости глушения. При первом цикле глушения – до башмака скважины), м;

tо – продолжительность отстоя, час.

 

Нж1.2…n-1=Vжг1.2…n-1

Vэк1 (формула 9)

 

Относительная скорость замещения скважинной жидкости – жидкостью глушения, при разном соотношении их плотностей, может быть определена по графику приведенному в «Приложении 3».

- При глушении скважин с высоким газовым фактором (более 200 м33, и с пластами имеющими поглощающие интервалы должна предусматриваться закачка в зону фильтра буферной пачки загущенной жидкости или ВУС. При интенсивном поглощении используются нефтеводо – кислоторастворимые наполнители – кольматанты с последующим восстановлением проницаемости ПЗП.

 

 

 

- В фонтанных скважинах НКТ спускается до интервала перфорации или на 10-30 м выше его. Поэтому, для замещения скважинной жидкости на жидкость глушения в этих скважинах, достаточно одного цикла глушения выполненного путем закачки жидкости глушения в НКТ (прямой способ).

 

- Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят, при условии выхода циркуляции жидкости глушения, с противодавлением ( в пределах допустимого для данной эксплуатационной колоны) – достаточным для прекращения работы пласта. Величина противодавления регулируется задвижкой на затрубном пространстве, при этом, давление в линии отвода скважинной жидкости (выкидная линия) не должно превышать 30 кг/см2.

 

- К концу глушения скважины давление прокачки необходимо постепенно снижать путем открытия задвижки на затрубном пространстве или уменьшения производительности насоса.

 

 

- Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, производят в два и более приемов (циклов) после остановки скважинного насоса и сбития циркуляционного клапана (ЭЦН) или откидывания головки балансира у станка-качалки.

 

- Скважину после первого и последующих циклов глушения оставляют на отстой, на время, рассчитанное по формуле 8.

 

- Количество выполненных циклов, время отстоя, и объем прокаченной жидкости глушения должны соответствовать расчетным значениям, указанным в плане-задании на глушение скважины.