Расчет жидкости глушения скважины


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.

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.

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.

Вернуться к оглавлению

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.

  • 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.

Вернуться к оглавлению

Вернуться к оглавлению

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.

V жг = (V эк — V нкт — V шт)*Кз,

где V эк = (п D2 /4)*H — показатель объема для эксплуатационных колонн скважины (ЭКС), м³;

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, м³;

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.

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.

Вернуться к оглавлению

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 (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.

Вернуться к оглавлению

Глушить скважины за один цикл можно при наличии условий:

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.

  • 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.

Вернуться к оглавлению

Имеются следующие данные:

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/м³.

Рассмотрим пример вычисления плотности жидкости глушения, имея следующие данные. Жидкость, используемая для заглушки скважины, обладает плотностью 1020 кг/м³. 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/м³. 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.

www.vseoburenii.ru

Как рассчитать глушение скважины при водопроявлении

Разберем расчет необходимой плотности для глушения проявления при бурении бокового ствола на конкретном примере.

Ситуация такая: бурим боковой ствол, и началось поступление пластового флюида, объем в рабочей емкости растет. Приток сильный, утяжеление результатов не дает. Поднимаем инструмент в окно и перед тем как закрыть превентор, для определения избыточного давления, меряем плотность на выходе, она у нас равна, к примеру, 1,20 г/см3. После того, как мы перекрыли превентор, ждем пока давление перестанет расти и фиксируем его, например, 60 атмосфер.

$$\rho =P*g*H(1)$$

,где ρ- плотность, г/см3

P- давление, атмосфер

g- ускорение свободного падения, м2/с(будем считать, что g=10м2/с)

H- высота столба жидкости, м

Обратите внимание H-это высота по вертикали!, не по стволу. К примеру, высота по вертикали до окна у нас равна 2100м. Мы берем высоту до окна, т. к. жидкость от окна до забоя оказывает давление, как во время расчета, так и во время замещения на утяжеленный раствор для глушения скважины.

Сначала определим давление которое оказывает столб жидкости от устья до окна, для этого воспользуемся формулой (1):

$$P=\rho *H/g=(1.20*2100)/10=252$$

Давление столба жидкости от устья до окна P=252 атмосфер.

Теперь нас интересует общее давление: давление столба жидкости от устья до окна + избыточное давление:

$$Pobsh=Pizb+Pstolba=60+252=312$$

Давление общее равно 312 атмосфер, зная его мы можем рассчитать необходимую плотность для глушения, используя формулу:

$$\rho =P*g*1.05/H(2)$$

,где 1,05 - коэффициент безопасности

считаем:

$$\rho=P*g*1.05/H=312*10*1.05/2100=1,56$$

Необходимая плотность для глушения проявления равна 1,56 г/см3.

Теперь остается приготовить на поверхности раствор плотностью 1,56 г/см3 и заместить объем от устья до окна, и скважина будет заглушена.

Читайте также: Как рассчитать количество утяжелителя для получения необходимой плотности

petrolibrary.ru

Особенности методов расчета глушения скважины

Глушением скважины называется процесс, который направлен на создание обратного давления на горные пласты и прекращение появления флюида породы. Расчет глушения скважины, цели и задачи которого состоят в обеспечении особых условий при ее бурении, производится на стадии до текущих ремонтных работ либо до капремонта скважины. Главным требованием считается соблюдение правил безопасности производства, а также предупреждение выбросов энергоресурсов (нефти и газа) в процессе работы.

Основные особенности процесса

Глушение скважины может производиться несколькими методами: чаще всего для этого используют специальные жидкости или пену. Благодаря этим веществам можно создать нужный уровень давления в забое, который превысит показатель пластового. Растворы могут быть на водной основе с содержанием солей или элементов для придания определенной густоты, а в качестве пены применяются двух- и трехфазные составы.

Замена жидкости в забое приводит к промыванию всей скважины, при этом обязательно нужно учесть в расчетах показатели насосно-компрессионных труб до максимально допустимого уровня. Требуется принять во внимание при расчете и замену жидкости на участке устья, которая осуществляется по очереди; при этой работе применяется раствор, которым заполняется вся скважина. Необходимо внимательно отнестись к качеству раствора, его физиологическим характеристикам (плотность, состав и т.д.), равно как и при использовании пены.

Ключевые требования к растворам для глушения скважин

Среди основных требований, которые выдвигаются к жидкостям, используемым в глушении скважин, можно назвать следующие:

  • Степень попадания фильтруемых частиц, в том числе твердого субстрата, в призабойный участок горной породы должна быть минимальной. Процент содержания взвесей должен быть менее 30 мг на литр раствора.
  • Контакт с водами в горном пласте не должен нарушать стабильность жидкости.
  • Удаление твердых частиц должно происходить наиболее легким методом.
  • Фильтруемое вещество не должно контактировать с глиной в зоне коллектора.
  • В пористой части пласта не должны образовываться осадки.
  • Давление жидкости не должно разрушать целостность армирующих элементов и обсадных труб.

Если в ходе метода расчета глушения скважины нужно улучшить либо воссоздать необходимые свойства ствола, жидкость может иметь в составе добавки, которые могут снизить натяжение на пограничной полосе с нефтяным продуктом, усилить водоотталкивающую функцию, снизить процент водного насыщения и т.д. Это могут быть различные реагенты или поверхностно-активные вещества, а также ингибиторы. Благодаря использованию таких растворов можно уменьшить время вывода скважины в режим готовности, увеличить полезный объем добываемого продукта, во многом по причине снижения процента содержания воды.

Цели расчетов и задачи процесса

При осуществлении работы по расчетам и глушению нефтяной скважины необходимо определить ряд целей и задач, которые актуальны при работе с жидкостями:

  • По составу и плотности раствор не может повлиять на состав породы. При этом горный пласт не должен быть несовместимым с жидкостью, в противном случае при глушении произойдет образование осадка.
  • Частицы глинистого слоя должны ингибироваться, и состав жидкости должен содержать фильтрат, благодаря чему при повышении уровня воды в стволе не возникнет риска разбухания этих частиц.
  • Жидкость для глушения не выполняет функции преграды.
  • Растворы не должны влиять на состояние техники для глушения и бурения скважин.
  • Раствор не должен впитываться в почву: он служит для гидрофобизации, уменьшения натяжения и других эффектов.
  • Коррозийный эффект может протекать с интенсивностью менее 0,15 мм за год.

При повышенном температурном режиме раствор с качественным составом имеет свойства устойчивости к перепадам температур, а также морозостойкости, что актуально в осенне-зимний период. Кроме того, жидкость не должна иметь токсичных элементов в составе, она должна быть огнестойкой и безопасной с точки зрения подверженности взрывам.

Вычисление объема растворов

Чтобы произвести методы расчета глушения скважин для горных пластов под нефтяную скважину, необходимо провести несколько действий; важно также соблюсти требования правил по безопасности. Для правильного вычисления объема жидкости, которая нужна для глушения, нужно узнать объем самого столба. При этом берется во внимание не только объем НКТ, но и толщина трубочных стенок, а также глубина, на которую их предстоит опустить.

При вычислении объема жидкости необходимо произвести нижеописанные методы расчетов.

V жг = (V эк – V нкт – V шт)*Кз

По этой формуле:

  • V эк = (п D2 /4)*H – уровень объема жидкости для скважинных эксплуатационных колонн, измеряемый в кубометрах.
  • Н – определитель скважинной глубины, измеряется в метрах.
  • D – внутренний диаметр скважинной колонны.
  • Кз – показатель коэффициента запаса.
  • V нкт – объем особого раствора, который выходит на поверхность при погружении НКТ;
  • измеряется в кубометрах.

V нкт = (пх(d – d 1)/ 4) х Hсп

По данной формуле:

  • d, d 1 – диаметр насосно-компрессионных труб (внешний и внутренний показатели).
  • Н сп – глубина, на которую спускается насосное оборудование.
  • V шт – вытесняемый объем при погружении металлических предметов (может отсутствовать).

Эффекты отклонений при изменениях в плотности раствора

При чрезмерном впитывании жидкости, которая используется при глушении нефтяной скважины, требуется использовать специальные средства для блокировки данного эффекта. При этом нужно вычислять плотность раствора, для чего берется метод расчета по формуле выявления давления, которое находится в прямой зависимости от уровня жидкости, превышающего давление горного пласта. Отклонения по показателям растворной плотности не должны превышать 20 кг на кубометр в любую сторону.

Уровень коррозийного давления должен быть как можно ниже. Используемый раствор не должен кристаллизоваться при наступлении холодов, т.е. ему необходимо иметь термоустойчивые свойства. Требуется также контролировать уровень плотности раствора, степень его вязкости. В случаях, если разработка и последующее глушение нефтяной скважины производится в пластах, содержащих сероводородные месторождения, раствор должен нейтрализовать его воздействие на шахту.

Для того, чтобы замена раствора на свежий при глушении скважины уложилась в один цикл, необходимо вычислить при расчетах удельный вес по следующей формуле:

pж = P пл х (1 + П) / Н х 0,098

расшифровка:

  • рж – плотность жидкости для скважины.
  • Р пл – уровень пластового давления.
  • Н – расстояние от верхнего пласта до начала ствола.
  • П – степень безопасности проводимых работ (вычисляется из наличия газов, опасных явлений и эффектов).

Особенности глушения скважины за единичный цикл

Проводить глушение в таких условиях становится возможным при соблюдении ряда аспектов:

  • Насосно-компрессионные трубы, которые спущены до уровня перфорации или выше на сто метров, метод заглушки выполняется за один цикл.
  • Скважины с УЭЦН, которые устроены не больше чем на сто метров выше перфорационного уровня, имеют высокую степень приемистости и могут способствовать сильному продавливанию нижерасположенных вод.
  • Показатель обводненности скважины составляет больше половины, при этом сама скважина была закрыта дольше 48 часов.

Также методы глушения скважин могут производиться при использовании минимального объема раствора с крупным удельным весом. Суть метода расчета в данной ситуации заключается в том, что жидкость в пластах и сама нефть начинают расслаиваться, когда флюид, который расположен в шахте, неподвижен. Изначально считается, что при закрытой скважине происходит распад воды в стволе на различные фракции, а расположенная под насосным оборудованием жидкость считается водой в горных пластах.

Заглушка может проводиться в течение цикла, а раствор, используемый при этом, должен иметь повышенный показатель плотности. Подобные методы глушения скважин могут быть применены при соблюдении следующих правил:

  • Скважина была закрыта более 2 суток.
  • Степень обводненности составила больше половины.

Потребуется узнать плотность жидкости, используемой для глушения скважины, на объем столба при спуске, при котором давление воды будет иметь нужный показатель.

В процессе будет происходить смешение тяжелого раствора с водой в пластах породы, когда первый будет оседать. Сама вода при этом залегает ниже точки приема насосного оборудования. Долив жидкости при методике глушении нужно проводить посредством удельного веса самого раствора, который имеет средний арифметический показатель по всему стволу. Формула метода расчета для глушения:

pж = (P пл х (1 + П) – Р н ) / Н х 9.8 х 10.6

Расшифровка:

  • pж – плотность раствора, используемого для глушения.
  • Рн – давление воды в горных пластах при глушении.
  • Рпл – показатель давления в пласте.
  • Н – расстояние от начала до конца скважины.
  • П – степень безопасности.
  • g – показатель ускорения при свободном падении.

Особенности метода глушения скважин с применением пены

Согласно практическому опыту по методу глушению нефтяных скважин при помощи специальной пены, после окончания ее заливки в ствол начинается перекачка из пространства между трубой и внутри нее. Таким образом, давление в забойной зоне может быть уменьшено наполовину и более по сравнению с изначальным значением при глушении.

Перелив пены из ствола может происходить по следующим причинам:

  • Эффект расширения субстанции из-за падения давления на гидропотери при трении.
  • Расширение субстанции из-за перепада температур при глушении скважины: показатель увеличивается до температуры пластов.
  • Дополнительное расширение вещества, которое происходит из-за дополнительного тепла, которое уравновешивает падение температур при падении давления.

Данные процессы при глушении случаются единовременно, и если вся энергия, которая приводит к расширению пены, равна росту ее объема, а также затратам на трение, перелив заканчивается.

Таким образом, чтобы перелива субстанции из ствола не произошло, глушение должно производиться с учетом закачивания некоторого количества раствора не только между трубой и пластами, но и в саму трубу. Давление раствора в этом случае уравновешивает давление, которое образуется от самой пены, поскольку происходит ее расширение от перепада температур, наличия дополнительного тепла и упругости.

Общая формула зависимости:

Ргр = Ртр п + Ртра + Pv

Расшифровка:

  • ргр — давление столба, которое формируется в процессе глушения.
  • ртр п — потери давления на трение, которые происходят в процессе перелива.
  • а — коэффициент энергозапасов субстанции.
  • р, — давление самой пены.
  • Показатель ргр уточняется по промысловой информации в ходе глушения.

snkoil.com

Расчеты для глушения скважины

Необходимый удельный вес раствора для глушения рассчитывается по следующей формуле:

FWR = 10 Pf / TVD

Fнв       = необходимый удельный вес жидкости ;

Pп         = пластовое давление ;

TVD    = абсолютная глубина .

Для предотвращения выброса во время проведения работ, к забойному давлению добавляется коэффициент безопасности. В соответствии с регламентом коэффициент безопасности будет следующим:

  • 10% - 15% - для абсолютной глубины залегания пласта по вертикали до 1,200 с максимальным значением 15 ;
  • 5% - 10% для абсолютной глубины залегания пласта по вертикали до 2,500 с максимальным значением 25 ;
  • 4% to 7% для абсолютной глубины залегания пласта по вертикали свыше 2,500 с максимальным значением 35 .

Необходимые расчеты даны в Приложении А.

На Приразломном месторождении при пластовом давлении > 200 атм. должен использоваться коэффициент безопасности 40 атм.

Глушение скважины осуществляется двумя циклами:

1-й цикл: объем скважины от верха интервала перфорации до глубины спуска насоса + дополнительных 2м3.

2-й цикл: Объем НКТ и объем затрубья от глубины посадки насоса до поверхности.

Если насос устанавливается на глубине, при которой объем затрубного пространства ниже насоса превышает объем 1-го цикла, глушение осуществляется в 3 цикла.

1.      Проверить и зарегистрировать затрубное давление и давление в НКТ.

2.      Колонна НКТ имеет обратный клапан над УЭЦН. Для прокачки жидкости по НКТ сбросить металлический стержень для открытия сбивного клапана.

3.      Подбить насосный агрегат, на расстоянии не ближе 10 м. от устья скважины. На линии установить контрольный клапан для предотвращения газирования из скважины.

Примечание: Выкидная линия от предохранительного клапана должна быть установлена под насосной установкой. Двери кабины не должны выходить на устье скважины.

Примечание: При наличии самопишущего манометра, подключить его для всех режимов работы  насоса.

4.      Убедиться, что задвижка НКТ фонтанной арматуры и задвижки выкидной линии открыты и в хорошем состоянии (требуется представитель НГДУ),  подбить линию от насосного агрегата к задвижке НКТ и начать первый цикл прокачки раствора через НКТ при стабильной подаче. В случае если сбивной клапан не открылся (быстрое увеличение давления при подаче жидкости для глушения), подбиться для обратной циркуляции.

Контролировать и регистрировать объем, давление и время закачки.

Примечание: Жидкость из затрубного пространства и НКТ будет вытесняться в специальную емкость объемом не менее 25 м3  с целью снижения избыточного давления на пласт (минимум 15 атм. для прокачки через ЗУ «Спутник»).

5.      Закрыть скважину путем закрытия задвижек затрубного пространства и НКТ, контролировать и регистрировать статическое давление в скважине при закрытом устье.

6.      Оставить скважину на 5 – 12 часов, чтобы жидкость установилась ниже уровня приема насоса.

Примечание: По опыту работы в местных условиях, движение жидкости происходит со скоростью 0.1 м/сек, следовательно, на прохождение 1000 м потребуется примерно 2,8 часа. Для скважины с герметично закрытым  устьем, движение жидкости вверх будет отмечено на поверхности ростом давления в закрытой скважине. Отметить, когда стабилизировалось давление.

7.      Прокачать второй цикл через НКТ. Остановить циркуляцию и замерить давление на поверхности. Скважина считается заглушенной, когда разница давления в НКТ и в затрубном пространстве равна 0. После второго цикла скважину следует закрыть минимум на 1 час.

students-library.com


Смотрите также