добываем нефть и газ

Глушение скважин производится звеном подготовки скважин к подземному ремонту. Перед началом глушения оператор проверяет состояние арматуры, положение задвижек на ней и в замерной установке.

Промывочные агрегаты устанавливаются на расстоянии не менее 10 м от устья скважи­ны, расстояние между агрегатами не менее 1 м. АЦ с промывочной жидкостью располагают­ся таким образом, чтобы их кабины были обращены в сторону от устья с подветренной сто­роны.

Нельзя устанавливать агрегаты под силовыми линиями, находящимися под напряжением.

Агрегаты должны иметь исправные обратные клапаны и манометры. Выкид предохрани­тельного устройства на насосе закрывается кожухом и выводится под агрегат.

Перед глушением скважины необходимо опрессовать нагнетательную линию на полуто-ракратное ожидаемое давление. При опрессовке нельзя находиться вблизи нагнетательной линии. Если в момент опрессовки наблюдается утечка жидкости, необходимо стравить дав­ление с нагнетательной линии до атмосферного и устранить утечки.

Во время работы агрегатов обтяжка элементов обвязки и узлов нагнетательной линии запрещается.

В связи с образованием ледяных пробок в нагнетательной линии в зимнее время запре­щается;

-   пуск насоса в ход после остановок без достаточного прогрева манифольда (паром или
горячей водой) и пробной закачки жидкости по трубам;

-   прогрев напорных устройств огнем.

Перед глушением скважин, оборудованных УЭЦН, необходимо произвести опрессовку НКТ созданием давления до 40 кгс/см2. НКТ считается герметичными в случае, если темп падения давления составляет не более 5 кгс/см^ за 1 минуту.

Через лубрикатор при помощи сбивного приспособления разрушается «палец» сливного клапана.

Глушение скважин, в которых вскрыты более двух продуктивных пластов, производится по специальному плану.

Скважина считается заглушённой и подготовленной к ремонту, если при сообщении трубного и затрубного пространства с атмосферой не наблюдается перелива жидко­сти.

После проведения глушения скважины оператор по глушению скважин совместно с пред­ставителем ЦДНГ составляет акт, в котором указывается уд. вес, объем задавочной жидко­сти, дата и время глушения скважины, в случае осложнений при глушении с представителем ЦДНГ составить акт (форма прилагается).

При проведении глушения в зимнее время для предотвращения замерзания выкид­ных линий после глушения, представитель ЦДНГ продувает выкидную линию от соседней скважины через дополнительную линию на факел или через ГЗУ при поднятых обратных клапанах.

При подъеме НКТ с установкой давление на забой уменьшается на 11-16 атм, следова­тельно, необходимо работать с постоянным доливом, для этого достаточно иметь 3 м3 ра­створа.

Запуск и вывод на режим производится после приема скважин из ремонта. Вывод на режим вызван следующими причинами:

-  снижение проницаемости призабойной зоны пласта после глушения скважин;

- снижение, статического уровня жидкости в скважинах за счет разницы удельного веса
жидкости глушения  и скважинной жидкости в межтрубном  пространстве и ниже приема
насоса, Вывод скважин на режим без учета вышеприведенных причин приводит к откачке
уровня жидкости до приема насоса и срыву подачи, т.е. насос некоторое время (до увели-

чения уровня жидкости} будет работать в режиме «срыва подачи». При работе насоса в этом режиме на его детали – корпус, всасывающий клапан – действуют значительные динамичес­кие нагрузки. Величина динамических нагрузок рассчитывается по формуле:

Ел – M-V72,

где:

Е_ – динамическая нагрузка;

■     М – сумма масс штанговой колонны и столба жидкости над плунжером; V   V – скорость движения этих масс.

Из формулы видно, что снижение динамических нагрузок достигается снижением скоро сти откачки и недопущением режима срыва подачи.

Время откачки при выводе на режим рассчитывается по формуле:               -    .

(Нп-100)-

- и      \ i

.(J        ‘ ‘О С Г I    Jc

■1ж.г.

 д|

"эк     ‘ нкт> ^-^

где: ОТ К н

н

В.(  Г ж ‘ ■

- расчетное время работы насоса, в часах;

-   глубина спуска насоса, м;

-   кровля пласта, м;

-   глубина кровли пласта, приведенная к вертикали, м;

-   статический уровень жидкости в скважине, приведенный к вертикали, м;

-   удельный вес скважинной жидкости и жидкости глушения;

к

(HlfJ

м;

AL

)ж.г

- удлинение на глубине

F,

под

-   площади сечений эксплуатационной колонны и НКТ, м2;

-   теоретическая производительность насоса, м3/сут;

-   коэффициент подачи насоса, при освоении принимается равным 1.
Вывод ни режим УСШН производится в следующей последовательности:

-   рассчитывается время откачки t[lTlc;

-   производится запуск скважины;

-   по истечении времени откачки, если в затрубном пространстве давление не поднялось
до линейного и динамический уровень не стабилизировался, скважину останавливают и ос­
тавляют на приток. Циклы повторяют до тех лор, пока давление в затрубном пространстве не
поднимается до линейного и динамический уровень не стабилизируется. Время накопления
индивидуально для каждой скважины и определяется по КВУ геологической службой ЦДНГ;

-   если по истечении времени откачки давление в затрубном пространстве поднялось до
линейного и динамический уровень стабилизировался, то скважину оставляют в работе. В
случае, когда после многократных циклов откачки и накопления скважина не выводится на
режим, то ее эксплуатируют в периодическом режиме, т.к. характеристика продуктивного
пласта не соответствует производительности насоса.

При установлении времени циклов откачки и накоплений необходимо использовать всю имеющуюся информацию о работе скважин: КВУ, Нгт, Ндин и т.д.

Если КВУ не снималась, но известен Н производительность цикла откачки рассчитыва­ется по формуле:

от к -

Н        – Н

‘ ‘дин     г Ч.л

(’"эк   "’ нкт

■24

 

где:

LJ

Дим

-   время откачки при периодическом режиме, час;

-   принимается из разности: Нспуска насоса -.200 м.

Время накопления индивидуально для каждой скважины; определяется исходя из харак­теристик продуктивного пласта (КВУ, КВД).

DTK’

Ниже приводятся таблицы, необходимые для расчета времени t      , t"

Таблица 5

 

Глубина, м	Э.колонна	5"	Э.колонна	6"
НКТ 2"		НКТ 2 72"	НКТ 2"		НКТ 2 у2"
100	0,964	0,832	1,302	1,100
200	‘      1,928	1,664	2,604	2,200
300	■   2.892	2,496	3,906	3,300
400	3,556	3,328	5,208	4,400
500	4,820	4,160	6,510	5,500
600	5,784	4,992	7,812	6,600
700	6,749	5,824	9,114	7,700
800	7,712	6,658	10,416	8,800
900	8,676	7,488	11,718	9,900
1000	9,604	8,320	13,020	11,000
1100	10.604	9,152	14,322	12,100
1200	11,568	9,984	16,624	13,200
1300	12,532	10,816	17,926	14,300
1400	13,496	1 1,648	19,228	15,400
1500	14,460	12,480	20,530	16,500

Объем кольцевого пространен ьа икьажин, м:!.

Теоретическая подача насоса при числе качаний дана в приложении 14.

Эксплуатация УСШН диаметром более 28 мм
в периодическом режиме свидетельствует о неправильном подборе насоса. Такие скважины необходимо обязательно’исследовать в процессе периодической эксплуатации для правильного подбора насоса при последующих ремонтах.