Визначення щільності рідини глушіння

Визначення щільності рідини глушення – розділ Геологія, Ранне виявлення газонафтоводопроявів 2.1. Щільності Рідини Для Глушення Свердловин Розраховується в залежності.

2.1. Щільності рідини для глушіння свердловин розраховується в залежності від величини пластового тиску та відстані до ВНК по вертикалі (у практиці робіт до покрівлі пласта), зазначених у плані ремонту свердловини. Похибка у розрахунках на покрівлю пласта незначна і не перевищує 0.1%.

(формула 1)

де:gжг - щільність рідини глушення, г/см 3;

Рпл - поточний пластовий тиск, атм;

Кз - коефіцієнт запасу, що дорівнює 1.10;

Н - глибина свердловина до покрівлі пласта або ВНК, м.кв.

Коефіцієнт запасу (величиною 10 від розрахункової щільності рідини глушення) передбачається створення протитиску на пласт з метою запобігання самовиливу свердловини - від непередбачених і неконтрольованих чинників під час ремонту свердловини, і навіть недостатньої точності виміру пластового тиску.

• Для свердловин з обводненістю продукції 80% і більше газовим фактором не більше 100 м 3 /м 3 допускається зменшення коефіцієнта запасу 5%.
• Для свердловин, в яких розкрито кілька пластів з різними пластовими тисками та відстанню між ними більше 50 м, у розрахунках приймається величина відстані до покрівлі пласта (ВНК) з більш високим пластовим тиском. При цьому для запобігання поглинанню рідини пластом з меншим пластовим тиском перший обсяг рідини глушення (3-5 м 3 ) повинен бути загущений поліакриламідом або КМЦ.
• За відсутності достовірних даних про поточний пластовий тиск, не пізніше ніж за три доби до ремонту свердловини він повинен бути визначений.
• На свердловинах механізованогофонду (не з аномально низьким пластовим тиском) - за допомогою надлишкового тиску, який замірюється після повної заміни свердловинної рідини рідиною глушіння або промивної та відстою свердловини протягом не менше 24 годин. Поточний пластовий тиск, при цьому, розраховується за такою формулою:

(Формула 2)

де: Різб - надлишковий тиск на гирлі свердловини, атм.

• На фонтанних свердловинах поточний пластовий тиск вимірюється глибинним манометром.
• Для глушіння, у ВАТ "Томскнафта" ВНК, використовуються такі рідини глушіння:

Вид рідини глушіння	Щільність, г/см 3
Сеноманська вода Пластова вода Розчин хлористого натрію Розчин Хлористого кальцію	До 1.03 1.01 – 1.05 1.05 – 1.18 1.18 – 1.30

• Кількість реагенту (NaCl, CaCl2), який потрібний для приготування необхідного об'єму рідини глушіння певної щільності, розраховується за формулою:

де:Мр - кількість реагенту, кг;

gр - питома вага реагенту, г/см3

(gжг - питома вага рідини глушіння, г/см3

gв - питома вага води, що використовується для приготування

рідини глушіння, г/см 3

Vр - необхідний об'єм рідини глушення, м 3

Питома вага NaCl - 2,15 г/см 3 (2 150 кг/м 3 )

CaCl2 - 2,20 г/см 3 (2200 кг/м 3 )

При приготуванні рідини глушення можна користуватися даними, наведеними в "Додаток-1".

• Не допускається відхилення величини щільності рідини глушення від розрахункової більш ніж +0.02 г/см 3 .

Ця тема належить розділу:

Раннє виявлення газонафтоводопрояв

Що робитимемо з отриманим матеріалом:

Усетеми даного розділу:

Першочергові дії виробничого персоналу у разі газонафтоводопроявления · Перший, який помітив ГНВП, негайно попереджає всіх членів бригади. · У всіх випадках при виникненні

Першочергові дії виробничого персоналу у разі відкритого фонтану · Зупинити двигуни внутрішнього згоряння. · Вимкнути силові та освітлювальні лінії електроживлення. · Вимкнути електроенергію у загазованій зоні. · Згасити технічес

Методи контролю тисків і ліквідації проявів Глушення свердловин при газонафтоводопроявах проводиться вимиванням на поверхню пластових флюїдів, що надійшли в свердловину під час циркуляції і заповненням свердловини буровим розчином.

Метод безпосереднього контролю вибійного тиску Цей метод заснований на вимірюванні тиску безпосередньо в затрубному просторі свердловини. За заздалегідь розрахованою програмою за допомогою дроселя змінюють надлишковий тиск у колон

Метод непрямого контролю вибійного тиску Зміна тиску або щільності флюїду в затрубному просторі знаходить відображення на тиск у бурильних трубах. Так, якщо сильно прикрити дросель під час циркуляції, то підвищиться тиск у стояку.

Метод урівноваженого пластового тиску В даний час у світовій практиці існують два основні методи ліквідації проявів при бурінні свердловин. Перший передбачає забезпечення сталості вибійного тиску,

Технологічні особливості ліквідації ГНВП При ліквідації газопроявів надлишковий тиск у колоні може стати вище допустимої межі вже в процесі глушення свердловини, тоді дросель відкривають, тиск у колоні знижується, але одн

Допустимі відхилення щільності рідини глушіння Глибина свердловини, м Допустимі відхилення при щільності рідини глушіння, кг/м2 До 1300

DштСр = ((dшт1 х h1) + (dшт2 х h2) + (dшт3 х h3)/Hсп де: dшт1, h1 діаметри і довжини ступенів колони штанг. · Об'єм 1 циклу глушіння повинен відповідати обсягу між внутрішнім діа

Кц=VэкО/V1ц Оскільки кількість циклів глушення визначається за наведеною вище формулою завжди буде дробовим, а обсяг останнього циклу глушіння, при округленні в меншу сторону, завжди був біль

Підготовчі роботи до глушіння свердловини - Зупиняється свердловина, проводиться її розрядка, перевіряється справність запірної арматури. - Визначається величина поточного пластового тиску. - Виробляє

Технологія глушіння свердловини - Глушення свердловин може проводитися прямим і зворотним способом. При прямому способі рідина глушіння закінчується через НКТ, при зворотному - в затрубний простір. -

Глушення фонтанних і нагнітальних свердловин - У фонтанних свердловинах НКТ спускається до інтервалу перфорації або на 10-30 м вище за нього. Тому для заміщення свердловинної рідини на рідину глушіння в цих свердловинах достатньо

Глушення свердловин з аномально низьким пластовим тиском - Глушення свердловин з аномально низьким пластовим тиском проводиться сеноманською або підтоварною водою без створення протитиску на пласт. - Для предот

Загальні положення Монтаж противикидного обладнання повинен проводитись відповідно до схеми обв'язки гирла свердловини, що визначається з геолого-технічних умов; технічний документ

Схеми обв'язки гирла свердловини Схема обв'язки гирла свердловин №1 - Схема застосовується при р

Монтаж ППО Демонтувати фонтанну арматуру, перевірити стан ущільнювальних кілець таканавок фланцевих з'єднань. Під час роботи за схемою 1 на хрестовину (або через перехідну котушку) монтується уп

Експлуатація · Повинний бути забезпечений вільний доступ до гирла свердловини для обслуговування ППО. · Перед початком зміни необхідно проводити перевірку затягування фланцевих з'єднань та контроль

Універсальний герметизатор гирла 1. ЗАГАЛЬНІ ВІДОМОСТІ ПРО ВИРОБ 1.1. Універсальний герметизатор гирла (далі - герметизатор) УГУ-2, призначений для герметизації гирла нафтогазових свердловин,

---