Файл: OptionButton1.doc

• 
  жидкость для глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях;
  

• 
  жидкость для глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной;
  

• 
  жидкость для глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании;
  

• 
  содержание мех.примесей в жидкости для глушения не должно быть не более 100 мг/л, при этом размер частиц должен быть не более 0.02 мм.
  

Существующие способы глушения скважин основаны на применении двух видов жидкостей или их сочетаний.
1 способ – глушение жидкостями на водной основе:

- подтоварной водой (технической);

- водными растворами неорганических солей (хлористый натрий, хлористый

магний, хлористый кальций, хлористый калий);

- сеноманской водой.
2 способ - глушение жидкостями на углеводородной основе (обратные

эмульсии)
3 способ - объединяет преимущества двух первых способов глушения, включает в себя комбинированное применение обратной эмульсии и минерализованной воды. Технология основана на естественным осаждением на забой, в интервале перфорации, более тяжелой обратной эмульсии по сравнению со скважинной жидкостью, после чего производится промывка минерализованной водой необходимой плотности.

Плотность обратной эмульсии 1060 - 1350 кг/м³. На месторождениях Западной Сибири рекомендуется использовать составы обратной эмульсии на СаСl₂. Объем обратной эмульсии 3-6 м³.

Существуют два пути повышения качества жидкости глушения на водной основе: использование солей обратных ПАВ, или добавка ПАВ в солевые растворы. Это связано с тем, что при глушении скважин солевым раствором (при проникновении его в продуктивный пласт) происходит снижение фазовой проницаемости для нефти, в результате увеличиваются сроки освоения и вывода скважин на рабочий режим, снижаются дебиты и послеремонтный период эксплуатации, что обуславливает значительный недобор нефти.

Технология глушения скважин жидкостями на углеводородной основе (обратными эмульсиями) позволяет избежать многих недостатков жидкостей глушения на водной основе. Низкая фильтруемость обратных эмульсий в пласт, надежная стабилизация водной дисперсной фазы ПАВ, эмульгаторами и стабилизаторами, исключает негативное влияние на продуктивный пласт. Наоборот, фильтрация дисперсной среды (нефти, легких нефтепродуктов в смеси с ПАВ) в призабойную зону пласта положительно действует на нефтяной пласт.

---

Определение плотности жидкости глушения.

2.1. Плотности жидкости для глушения скважин рассчитывается в зависимости от величины пластового давления и расстояния до ВНК по вертикали (в практике работ до кровли пласта), указанных в плане на ремонт скважины. Погрешность в расчетах на кровлю пласта незначительна и составляет менее 0.1%.

_жг=К_з х (Р_пл х 10²) / (Н х 9.81)
(формула 1)
где: _жг - плотность жидкости глушения, г/см³;

Р_пл - текущее пластовое давление, атм;

К_з - коэффициент запаса, равный 1.10;

Н - глубина скважина до кровли пласта или ВНК, м.
Коэффициент запаса (величиной 10 от расчетной плотности жидкости глушения) предусматривается для создания противодавления на пласт в целях предотвращения самоизлива скважины - от непредвиденных и неконтролируемых факторов во время ремонта скважины, а также недостаточной точности замера пластового давления.

• 
  Для скважин с обводненностью продукции 80% и более и газовым фактором не более 100 м³/м³ допускается уменьшение коэффициента запаса 5%.
  

• 
  Для скважин, в которых вскрыто несколько пластов с разными пластовыми давлениями и расстоянием между ними более 50 м, в расчетах принимается величина расстояния до кровли пласта (ВНК) с более высоким пластовым давлением. При этом для предотвращения поглощения жидкости пластом с меньшим пластовым давлением, первый объем жидкости глушения (3-5 м³) должен быть загущен полиакриламидом или КМЦ.
  

• 
  При отсутствии достоверных данных о текущем пластовом давлении, не позднее, чем за трое суток до ремонта скважины оно должно быть определено.
  

• 
  На скважинах механизированного фонда (не с аномально низким пластовым давлением) - с помощью избыточного давления, которое замеряется после полной замены скважинной жидкости жидкостью глушения или промывочной и отстоя скважины в течение не менее 24 часов. Текущее пластовое давление, при этом, рассчитывается по формуле:
  

Р_пл = ((Н х _жг)/10)+Р_изб
(формула 2)
где: Р_изб - избыточное давление на устье скважины, атм.

• 
  На фонтанных скважинах текущее пластовое давление замеряется глубинным манометром.
  

---

• 
  Для глушения, (к примеру) используются следующие жидкости глушения:
  

Вид жидкости глушения	Плотность, г/см3
Сеноманская вода Пластовая вода Раствор хлористого натрия Раствор хлористого кальция	До 1.03 – 1.05 1.05 – 1.18 1.18 – 1.30

• 
  Количество реагента (NaCl, CaCl₂), требующегося для приготовления необходимого объема жидкости глушения определенной плотности, рассчитывается по формуле:
  

---

М_р=(_р х (_жг-_в)хV_р х 10)/(_р-_в)



(формула 3)
где: М_р - количество реагента, кг;

_р - удельный вес реагента, г/см3

(_жг - удельный вес жидкости глушения, г/см3

_в - удельный вес воды, используемой для приготовления

жидкости глушения, г/см³

V_р - требуемый объем жидкости глушения, м³
Удельные веса NaCl - 2,15 г/cм³ (2 150 кг/м³)

CaCl₂ - 2,20 г/см³ (2 200 кг/м³)
При приготовлении жидкости глушения можно пользоваться данными, приведенными в "Приложение-1".

• 
  Не допускается отклонение величины плотности жидкости глушения от расчетной более чем на + 0.02 г/см³.
  

Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения.

Глубина скважины, м	Допустимые отклонения при плотности жидкости глушения, кг/м2
	До 1300	1300-1800	более 1800
До 1 200	20	15	10
До 2 600	10	10	5
До 4 000	5	5	5

Расчет объема жидкости и количества циклов глушения скважины.

• 
  Объем жидкости для глушения скважины и количество циклов глушения определяется расчетным путем в зависимости от глубины скважины до середины интервала перфорации, диаметров эксплуатационной колонны и НКТ, объема спущенных в скважину штанг.
  

• 
  Общий объем жидкости для глушения скважины рассчитывается по формуле:
  

V_жг=V_экО+3м³=V_эк-V_нкт-V_шт+3м³

---

(формула 4)
где: V_эк=(D²/4)xH;
Н - глубина скважины до цементного моста,

D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны.

V_экО - объем эксплуатационной колонны, с учетом спущенного подземного оборудования.
Примечание: Для практических расчетов, в связи с многообразием диаметров эксплуатационных колонн, а иногда и отсутствием данных по толщине стенки эксплуатационной колонны предлагается:

- внутренний диаметр э/к d-127 мм считать равным 113 мм (толщина стенки 7мм);

- внутренний диаметр э/к d-146 мм считать равным 130 мм (толщина стенки 8 мм);

- внутренний диаметр э/к d-168.3 м считать равным 152.3 мм (толщина стенки 8 мм).


V_нкт=((d_нкт²-d_нктВ²)/4)хН_сн


Формула определяющая объем жидкости вытесняемой металлом НКТ (без учета муфт):

где : d_нкт-d_нктВ- соответственно внешний и внутренний диаметр НКТ,

Н_сн - глубина спуска насоса, м.
Формула, определяющая объем жидкости, вытесняемой металлом штанг:


Vшт=(dшт Ср²/4)хНсп




Средневзвешенный диаметр штанг определяется:
dштСр=((dшт₁ х h₁) + (dшт₂ х h₂) + (dшт₃ х h₃)/Hсп
где: dшт₁, h₁ ... диаметры и длины ступеней колонны штанг.

• 
  Объем 1 цикла глушения должен соответствовать объему между внутренним диаметром э/к и внешним НКТ до глубины спуска насоса. Объем 1 цикла определяется по формуле:
  

V1ц=(DэкВн²-dнкт²)/4)хНсп, м³

• 
  Количество циклов определяется:
  

Кц=VэкО/V1ц
Так как количество циклов глушения определяемое по вышеприведенной формуле всегда будет дробным, а объем последнего цикла глушения, при округлении в меньшую сторону, всегда был большим, что не обеспечивало качественного глушения на последней стадии и перерасход жидкости глушения вводится следующая методика расчетов объемов последующих циклов.

---