Page 20 - 6849

3) немає зворотного руху закачуваної рідини глушіння і спливаючої свердловинної
рідини
У наступних випадках глушіння свердловини проводиться зворотним способом
(через затрубний простір):
1) збити клапан насоса не вдається;
2) коли не можливо зробити перфорацію НКТ.
3) глушіння свердловин з УШГН.

3.8.7.3 Швидкість закачування рідини глушіння
Прокачування рідини глушіння повинно проводитися безперервно з
продуктивністю, що запобігає зниження густини рідини глушіння спливаючими газами і
нафтою, а також при тиску на агрегаті, що виключає поглинання рідини.
Процес глушіння (в межах одного циклу) повинен бути безперервним. У разі
аномально високого пластового тиску швидкість закачування повинна бути
максимальною, що перевищує продуктивність свердловини за умови, що тиск при цьому
не перевищує гранично допустимого (за умовами тиску опресування колони або за
умовами кабельного вводу). У разі нормального і аномально низького пластового
тиску з метою мінімізації еквівалентного вибійного тиску, зниження об’ємів поглинання
свердловини рідини пластом, швидкості закачування повинні знаходитися в межах від 200
до 500 л/хв.

3.8.7.4 Спосіб доведення першої пачки рідини глушіння до вибою . Перед складанням
плану робіт слід визначитися, яким чином перша пачка рідини глушіння надійде до забою
свердловин. У складі першої пачки зазвичай бере участь блокуюча суміш.
Для родовищ з низькою проникністю продуктивного пласта або високою
глинистістю породи рекомендується спосіб осадження.
При осадженні перша пачка закачується в режимі циркуляції і розташовується в
затрубному просторі від рівня прийому насоса і вище. Свердловина закривається на
відстій на час, розраховане за формулою:
H
Т = (3.11)
V

де H -відстань від прийому насоса до вибою свердловини, м;
V - швидкість осідання, м/с. Правила ведення ремонтних робіт в свердловинах
зазначають швидкість осідання 0,04 - 1 м/с.
Для родовищ з високою проникністю експлуатованого пласта, низьким вмістом
глин допустиме закачування пачки рідини глушіння на поглинання. При цьому
свердловинна рідина, що знаходиться під насосом надходить в пласт.

3.8.7.5 Розрахунок необхідної густини рідини глушіння. Для глушіння
свердловини за один цикл через насосно-компресорні труби, опущені до вибою, з повною
заміною свердловинної рідини і протискуванням рідини глушіння в пласт, необхідна її
густина розраховується за формулою:
Р (1 k  + )
 = пл h  g б , кг/м (3.12)
3
г
шв
k – коефіцієнт безпеки ведення робіт, який враховує можливість підвищення пластового
б
тиску в привибійній зоні в період ремонту (табл. 3.5);
Р – пластовий тиск, Па;
пл
h – відмітка положення штучного вибою по вертикалі свердловини, м;
шв
h = шв l  шв cos( ) (3.13)
l –відмітка положення штучного вибою по стволу свердловини, м;
шв
 – середній зенітний кут ствола свердловини, град.

19