глушіння свердловин

Устаткування фонтанної свердловини

Устаткування фонтанної свердловини має забезпечувати герметизацію і роз'єднання міжтрубному простору, спуск НКТ, напрямок продукції свердловини вимірювальні установки і повне закриття свердловини. Це обладнання складається з колоною головки і фонтанної арматури з маніфольди.

Колонну головку встановлюють при бурінні свердловини. З її допомогою зміцнюють гирлі буря свердловини і підвішують спущені в неї обсадні колони. При бурінні, проведенні ремонтних робіт на колоною голівці встановлюють противикидне обладнання (ППО), при експлуатації свердловини - фонтанні арматуру (ФА). За ГОСТом ФА виготовляють на робочий тиск 7; 14; 21; 35; 70 і 105мПА. Її виготовляють з семи схемами: чотири - трійникового типу, три - хрестового. Арматура трійникового типу застосовується на свердловинах з невисокими гирлового тисками, в продукції яких є пісок і інші механічні домішки.

Фонтанна арматура складається з трубної головки і фонтанної ялинки. Трубна головка служить для підвішування ліфта НКТ і проведення робіт при освоєнні, експлуатації та ремонті свердловини. Фонтанна ялинка служить для напрямку потоку рідини, в викидних лінію на вимірну установку, регулювання режиму експлуатації та контролю за роботою свердловини шляхом спуску глибинних приладів.

Робочі струни арматури до нафто- або газопроводу підключають за допомогою манифольда, що складається з трьох - чотирьох засувок, хрестовин, трійників.

З метою попередження відкритого фонтанування перед виробництвом поточного, капітального ремонту або освоєння свердловин слід створити протитиск на забій свердловини (експлуатований і не ріжте пласт) за допомогою задавочной рідини. Задавочная рідина повинна мати наступні властивості:

Мати достатню питому вагу для створення вкрай важливо го тиску на забій;

Не мати в своєму складі розчиненого газу.

Питома вага задавочной рідини розраховується за формулою: У = (Рпл + 0,1Рпл) 10 / Н, де Рпл - пластовий тиск, кгс / см2, Н - відстань від гирла свердловини до експлуатаційного пласта.

Як задавочной рідини використовують розчини технічного хлористого натрію, хлористого кальцію, хлористого магнію та інших солей, а так само інвертноемульсіонние, гідрофобні розчини (ІЕР, ГФР). Питома вага і обсяг задавочной рідини визначається конкретно для кожної свердловини геологічною службою.

Технологія глушіння свердловин залежить від способу її експлуатації. Загальні вимоги при закачуванні рідини в свердловину за технічними умовами тиску на екс.колонну:

D - 168мм допускається не більше 10МПа;

D - 146мм - не більше 12мПа;

D - 140мм - не більше 15мПа.

Перед початком глушіння нагнетательная лінія повинна бути опресована на півтораразове тиск від очікуваного робітника. Черевик НКТ знаходиться в безпосередній близькості від інтервалу перфорації, в зв'язку з цим рідина заміщується в свердловин ?? е на глибину спуску НКТ. У разі, якщо ліфт НКТ запарафін ?? ен або загідрачен і відновити циркуляцію не вдається, рідина закачується в затрубний простір свердловини на максимальній швидкості ЦА - 320 по можливості безперервно. При цьому тиск закачування не повинно перевищувати максимально допустимого на екс.колонну.

У разі якщо прийомистість свердловини недостатня і тиск піднімається вище допустимого, для колони слід робити порційну закачування рідини з перервами між циклами 15 - 30хв і натравлюванням газу на факел перед закачуванням черговий порції. У зв'язку ввибросом частини задавочной рідини на факел при розрядці, обсяг її береться 1,5-кратному обсязі свердловини. При інтенсивному поглинанні задавочной рідини пластом першу порцію сольового розчину об'ємом 8 - 10-м3 додається 5% КНЦ.

Свердловина вважається заглушеній і підготовленої до ремонту, в разі якщо при повідомленні трубного і затрубного простору з атмосферою не спостерігається переливу рідини.

При проведенні глушіння в зимовий час для запобігання замерзання викидних ліній, їх після глушіння, від свердловини до вимірювальної установки промивають дизпаливом або продувають повітрям.

Читайте також

Глушіння свердловин (kill the well - англ.) - процес створення в сква-жіне такого тиску, при якому виключається нефтегазоводопро-явище (НГВП). НГВП виникає тоді, коли тиск пластових флюїдів більше, ніж тиск в свердловині. Процес глушіння пред-ставлять собою процес. [Читати далі].

Глушіння фонтанних і нагнітальних свердловин. 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. [Читати далі].

- 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 закачуваної в свердловину води додаються хімреагент (КМЦ. [Читати далі].

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. [Читати далі].

Глушіння на поглинання: Обпресувати НКТ на 4 МПа. При наявності зливного клапана, встановленого над встановленням ЕЦН, збити його спеціальним інструментом. При закритому затрубному просторі в НКТ закачати ЖГ в обсязі, рівному внутрішньому об'єму НКТ. Загерметизувати. [Читати далі].