Реферат на тему Глушение скважин. Жидкости глушения и специальные жидкости применяемые при ремонте скважин.

Содержание:

ВВЕДЕНИЕ 3

1. Характеристика глушения скважин 4

2. Технология глушения 8

3. Методы глушения скважин: особенности расчета 10

4. Жидкости глушения и специальные жидкости применяемые при ремонте скважин. 16

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 22

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 23

Введение:

Технологический процесс создания противодавления на пласт, в результате которого прекращается добыча пластового флюида, называется глушением скважин. Он необходим для осуществления текущего и капитального ремонта.

В процессе ремонтных работ значительная роль отведена жидкостям глушения скважин (ЖГ). При выборе ЖГ специалистами учитываются горно-геологические и технические условия работы скважин для предупреждения различных осложнений – поглощения ЖГ продуктивным пластом, коррозионного разрушения подземного оборудования, снижения продуктивности скважин после ремонтных работ и др.

При воздействии технологических жидкостей на коллектор его естественная проницаемость снижается за счет внутрипоровой кольматации, влияния на смачиваемость пород и т. д. По этой причине одним из наиболее важных факторов, которому следует уделить внимание при выборе ЖГ, является сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта.

Цель работы изучить глушение скважин и жидкости глушения применяемые при ремонте скважин.

Задачи работы:

— охарактеризовать глушение скважин;

— определить технология глушения скважин;

— изучить жидкости глушения и специальные жидкости применяемые при ремонте скважин.

Заключение:

Глушение скважин является одной из самых массовых, и вместе с тем одной из самых проблемных технологических операций, проводимых на нефтяных скважинах. В целом в любой нефтяной компании ущерб от применения традиционных жидкостей глушения (ЖГ), не отвечающих геологическим условиям нефтяных месторождений, может составить значительную величину, что проявляется в следующих осложнениях:

— увеличение срока вывода на режим скважин после ремонта, приводящем к сокращению общего рабочего времени и общей добычи нефти;

— снижение продуктивности скважин после некачественного глушения;

— нефтегазопроявлениях в ходе ремонта и повторных глушениях, которые приводят к простоям бригад КТРС, т.е. неэффективному использованию людских ресурсов и техники, приводящие в свою очередь, к простоям других скважин в ожидании ремонта;

— в некоторых случаях физическая невозможность глушения скважи-ны и проведения ремонта.

Фрагмент текста работы:

1.Характеристика глушения скважин

Глушение скважин – это технологический процесс, в результате которого создается противодавление на пласт и прекращается добыча пластового флюида.

Для глушения скважин используют жидкости с плотностью, обеспечивающей создания необходимого противодавления на пласт.

Глушение скважины можно произвести несколькими способами: чаще всего для этого используют специальные жидкости или пену. Благодаря этим веществам можно создать на забое скважины нужный уровень давления, который будет превышать пластовое давление. Растворы могут быть на водной основе с солями или элементами для придания определенной плотности, а в качестве пены используются двух- и трехфазные составы.

Замена внутрискважинной жидкости приводит к промывке всей скважины, хотя обязательно учитывать в расчетах производительность трубопроводов до максимально допустимого уровня. Это необходимо учитывать при расчете и замене жидкости в устьевом сечении, которое осуществляется поочередно; в данной работе используется раствор, заполняющий всю скважину. Необходимо тщательно учитывать качество раствора, его физиологические характеристики (плотность, состав и др.), а также при использовании пены. [1]

Выбор количества циклов глушения.

Глубина спуска скважинного оборудования определяет количество циклов глушения – один или два.

В один цикл глушатся скважины при следующих условиях:

— насосно-компрессорное оборудование находится не выше 100 м интервала перфорации;

— интенсивно эксплуатируемая скважина с невысокой обводненностью и ЭЦН, установленным выше 100 м от интервала перфорации.

Скважина должна обладать высокой приемистостью и возможностью продавки жидкости в пласт (до 5%)◦ значительна обводненность флюидов при условии оставления скважины на отстой для оседания жидкости глушения. При этом жидкость глушения должна обладать завышенной плотностью.

В два цикла глушат скважины с насосным оборудованием, расположенным выше 100 м над интервалом перфорации, когда закачка жидкости глушения на поглощение невозможна.

Направление глушения — прямой и обратный способы.

Наиболее часто для глушения скважин применяют прямой способ – закачка жидкости глушения в трубное пространство. Это наиболее быстрый метод. При прямом способе развивается наименьшее давление, нет противодвижения закачиваемой жидкости глушения и всплывающей скважинной жидкости.

В отдельных случаях глушение производится обратным способом – через закачивание жидкости глушения в затрубное пространство. Например, при органических отложениях в колонном пространстве во избежание закупорки насосного оборудования.

Правильный выбор реагентов и способов глушения, расчет пластового давления, позволяет эффективно произвести консервацию скважины и обеспечивает возможность ее последующей разработки. [4]

Работы имеют целью прекратить фонтанирование пластового флюида из скважины посредством закачки жидкости глушения и, таким образом, глушение скважин обусловлено принуждённым повышением забойного давления до величины, превышающей пластовое.

Мероприятия по глушению скважин специальными жидкостями на водной основе, тем более проведенные многократно, оказывают негативное результирующее влияние на эксплуатационные характеристики: снижение дебита и увеличение временного интервала освоения/вывода скважин на режим, что может вызвать значительные потери количества добываемой нефти.

Многолетняя практика позволила сформулировать перечень требований, предъявляемых к технологическим жидкостям, предназначенных для глушения скважин:

— минимизация проникания фильтрата и твёрдых частиц жидкости в призабойную зону пласта;

— обеспечение стабильности растворов при контакте с пластовой водой;

— простота удаления фильтрата и твёрдых частиц;

— исключение в среде пласта коллектора взаимодействия между фильтратом и глинистым материалом;

— предотвращение образования осадков в поровой зоне пласта;

— давления закачки жидкости должно быть соответственно к прочностным характеристикам обсадных колонн и фонтанной арматуры.

Так, для сохранения, восстановления и/или улучшения эксплуатационных характеристик скважин в жидкости глушения вводят различные модифицирующие добавки: ПАВ (в целях снижения межфазного натяжения на границе с нефтью), реагенты с соответствующими водоотталкивающими свойствами, необходимыми для снижения остаточной насыщенности водой и увеличения фазовой проницаемости для нефти.

Практика показывает, что целый ряд из числа предлагаемых на рынке реагентов для глушения нефтяных скважин имеет не вполне достаточные физико-химические характеристики для обеспечения необходимого качества этих работ.

Провести качественный ремонт скважины без её глушения невозможно. Многократное глушение скважин жидкостями на водной основе негативно влияет на коллекторские свойства призабойной зоны пласта (ПЗП). Для сохранения коллекторских свойств ПЗП в водные растворы солей вводят модифицирующие добавки, позволяющие обеспечить совместимость с пластовой жидкостью, снизить межфазное натяжение на границе с нефтью и изменить характер смачиваемости породы, снизить остаточную водонасыщенность и увеличить фазовую проницаемость по нефти.

Глушение скважин, даже в пределах одной площади, требует индивидуального подхода к выбору параметров жидкости глушения. Применение специализированных жидкостей глушения, не содержащих твердой фазы, позволяет значительно снизить сроки вывода скважины на режим после проведения операций по ремонту, с сохранением производительности скважин.