СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН Российский патент 1999 года по МПК E21B43/12 

Изобретение относится к глушению нефтяных и газовых скважин и может применяться в нефтяной и газовой промышленности при глушении открытых фонтанов.

Известен способ глушения скважины при постоянном давлении в бурильных трубах (Шевцов В. Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин. М., Недра, 1988, с. 100).

Глушение скважины осуществляют после измерения избыточных давления и объема бурового раствора путем промывки скважины при постоянном давлении в бурильных трубах для удаления газовой пачки из кольцевого пространства. Затем останавливают циркуляцию и подутяжеляют буровой раствор в скважине.

Известен способ глушения скважин методом ожидания и утяжеления (Логанов Ю. Д. , Соболевский В. В., Симонов В.М., Открытые фонтаны и борьба с ними. Справочник. М. , Недра, 1991, с. 139. при этом способе осуществляют те же действия, изложенные в предыдущем способе. Отличительной особенностью является то, что после закрытия скважины предварительно утяжеляют буровой раствор а затем осуществляют вымыв газовой пачки и одновременным замещением применявшегося перед проявлением бурового раствора, достигая превышения забойного давления над пластовым.

Общими недостатками вышеприведенных способов являются:
- по данным замеров избыточного давления в закрытой скважине невозможно определить плостовое давление, и, следовательно, выбрать необходимую плотность утяжеленного раствора;
- после герметизации скважины на устье может вырасти давление, превышающее предельно допустимое для устьевого оборудования, что может привести к его разрушению;
- в случае завышения плотности бурового раствора может возникнуть гидроразрыв пород в процессе глушения скважины, что приведет к интенсивному поглощению бурового раствора и более интенсивным проявлениям;
- процесс глушения скважины сопряжен со значительными потерями бурового раствора и времени на глушение.

Известен способ глушения скважины путем ограничения давления перед дросселем (Шевцов В. Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин - М., Недра, 1988, с. 116).

Применение данного способа для глушения скважины позволяет избежать разрушения устья скважины после ее герметизации путем сброса давления через регулируемый дроссель. Перед глушением рассчитывают необходимую плотность бурового раствора и подачу насосов для заполнения скважины. Промывают скважину с допустимым противодавлением на устье с одновременным утяжелением циркулирующего бурового раствора до тех пор, пока не установится равенство пластового давления сумме гидростатического давления утяжеленного бурового раствора, гидростатического столба смеси бурового раствора и пластового флюида, гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве и противодавления на устье скважины.

Недостатками данного способа являются:
- невозможность точного определения необходимой плотности бурового раствора и подачи насосов из-за отсутствия данных о механизме перераспределения жидкой и газовой фаз в кольцевом пространстве;
- при продолжающемся утяжелении бурового раствора можно создать давление на забое скважины, превышающее пластовое, что приведет к интенсивному поглощению бурового раствора при глушении;
- переход к ограничению давления перед дросселем может привести к возникновению неуравновешенности забойного давления, вследствие чего, процесс глушения может также сопровождаться поглощением бурового раствора, более интенсивным проявлением и увеличением времени глушения скважины.

Наиболее близким техническим решением является способ глушения скважин путем задавливания пластового флюида в пласт (Шевцов В.Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин. М., Недра, 1988 с. 146). Способ, принятый за прототип, осуществляют следующими действиями. Герметизируют устье скважины. В случае необходимости опускают колонны бурильных труб до кровли проявляющего пласта или до забоя скважины. Утяжеляют буровой раствор до плотности, определяемой пластовым давлением, и закачивают его с малой производительностью, не допуская повышения давления до предельного значения на устье скважины. Глушение скважины ведут до полного вытеснения пластового флюида из кольцевого и трубного пространств, увеличивая подачу бурового раствора. При повышении давления до предельного значения, задавливание скважины прекращают и устанавливают наблюдение за скважиной. Во время наблюдения определяют объем раствора, закачанный в скважину и какой объем еще осталось закачать. После некоторого снижения давления на устье скважины и его стабилизации возобновляют нагнетание утяжеленного раствора. После закачки раствора в объеме скважины процесс нагнетания прекращают и сбрасывают избыточное давление на устье скважины до атмосферного через регулирующий дроссель. Затем, вновь герметизируют устье скважины и ведут наблюдение за повышением давления на устье. В случае повышения давления снова утяжеляют буровой раствор и вновь производят операции по глушению скважины методом ожидания и утяжеления до полного выхода на равновесие с пластовым давлением.

Основным недостатком данного способа является то, что давление на устье скважины в процессе глушения может превысить предельно допустимое и вызвать разрушение устья скважины. Кроме того, при выбранной плотности бурового раствора по пластовому давлению может также возникнуть поглощение бурового раствора проявляющим пластом в связи с тем, что гидродинамическое давление, создаваемое столбом раствора на забое скважины с учетом давления на устье, будет превосходить давление в призабойной зоне пласта. В этих условиях скважина будет и поглощать буровой раствор и проявлять в процессе глушения, увеличения затраты при выполнении работ.

Целью настоящего изобретения является повышения эффективности процесса глушения скважин при оптимальных условиях и снижение затрат при выполнении работ за счет сокращения потерь бурового раствора и времени глушения.

Для достижения поставленной цели определяют оптимальные условия глушения скважины: при заданном расположении колонны труб в скважине определяют оптимальные параметры, а при ее отсутствии сначала задаются параметрами глушения, а затем определяют оптимальную глубину и опускают колонну труб в скважину на эту глубину. Затем, нагнетают через колонну труб в скважину при герметизированном устье последовательно жидкость глушения, утяжеленный и буровой растворы, поддерживая давление на устье скважины в регулируемом диапазоне. При проведении работ по глушению вытесняют из скважины пластовый флюид гравитационным замещением легкого пластового флюида жидкостью глушения и утяжеленным раствором с выходом на динамическое давление у низа колонны труб, равное забойному, а затем на пластовое в зоне проявления. Процесс глушения скважины продолжается до выхода на равновесие статического давления, создаваемого на забое скважины утяжеленным и буровым растворами, с пластовым. Дальнейшие работы по скважине осуществляют путем допуска колонны труб до кровли продуктивного горизонта и вымывают из скважины утяжеленный раствор и оставшийся пластовый флюид буровым раствором, плотность которого определяют по пластовому давлению и которая всегда меньше плотности утяжеленного раствора. Процесс глушения на скважине прекращают после выхода на равновесие забойного давления, определяемого по статическому давлению столба бурового раствора, с пластовым давлением. Регулируемый сброс продукции скважины из кольцевого пространства осуществляют через дроссели, установленные на боковых отводах превентора, поддерживая давление на устье в заданных пределах, не превышая предельно допустимой величины. Глушение ведут вначале с применением жидкости глушения (воды), затем утяжеленным буровым раствором и заканчивают процесс на буровом растворе. В зависимости от глубины расположения колонны труб в скважине устанавливают оптимальные параметры глушения, перед нагнетанием жидкости глушения, утяжеленного и бурового растворов. Для этого, определяют объем и плотность жидкости глушения, производительности насосов и давления нагнетания, необходимый диапазон изменения противодавления на устье скважины в кольцевом пространстве при минимуме затрат средств и времени процесса глушения из равенства:
P_заб.= P_д.п.+ΣP_ст.см.+ΣP_тр.см., (I)
где Рзаб. и Рд. п. - давление на забое и допустимое противодавление в скважине;
Рст. см. = Рст. по.ф. + Рст.см. - соответственно, статические давления столбов пластового флюида в интервале пласт-низ колонны труб и смеси пластового флюида и жидкости глушения:
4 Ртр.см. = Ртр₁ + Ртр₂ - соответственно, потери давления на преодоление гидравлических сопротивления при подъема пластового флюида и смеси его с жидкостью глушения в тех же интервалах.

Если в скважине отсутствует колонна труб, то сначала задаются параметрами глушения, а затем определяют оптимальную глубину, на которую и опускают колонну. После достижения в процессе нагнетания жидкости глушения динамического равновесия давления у низа колонны труб с забойным давлением приступают к нагнетанию утяжеленного раствора, плотность и объем которого и другие параметры глушения определяют по формуле, записанной в следующем виде:
P_пл= ΣP_ст.см.+P_ст.у.р., (2)
где Рст. см. = ρ см. g(H-h) - статическое давление столба смеси пластового флюида и жидкости глушения в кольцевом пространстве;
Рст.у.р. - статическое давление столба утяжеленного раствора в интервале пласт - низ колонны труб;
H - глубина скважины (местоположение проявляющего пласта).

При нагнетании утяжеленного раствора в скважине начнет повышаться забойное давление до пластового. При этом могут быть два случая.:
- темп повышения давления в призабойной зоне пласта (ПЭП) меньше темпа создания противодавления гидростатическим столбом утяжеленного раствора;
- темп повышения давления в ПЭП выше темпа создания противодавления.

В первом случае сразу же после начала нагнетания утяжеленного раствора давление на устье скважины начинает падать. Как только обнаруживается это снижение давления, герметизируют устье скважины и приступают к вытеснению пластового флюида из ствола скважины в пласт утяжеленным раствором с последующим переходом на буровой раствор. Во втором случае давление на устье скважины будет повышаться при гравитационном вытеснении пластового флюида утяжеленным раствором и превышении пластового давления над статическими, создаваемыми утяжеленным раствором в интервале h и вытесняемым пластовым флюидом и жидкостью глушения в интервале) H - h. Поэтому в том и другом случаях начинают нагнетание утяжеленного раствора при нижнем пределе давления на устье скважины до предельно допустимого давления. Нижний предел давления в кольцевом пространстве на устье скважины определяют по скорости подъема пластового флюида в заданном интервале регулируемого давления. При этом часть утяжеленного раствора, закачанного в скважину, вслед за жидкостью глушения будет продолжать опускаться к забою под действием сил гравитации, а вновь поступивший объем этого раствора будет подниматься в кольцевое пространство до тех пор, пока не наступит равенство скоростей восходящего потока пластового флюида и опускания утяжеленного раствора в пластовом флюиде, находящегося в нем в условиях покоя. При продолжающемся процессе нагнетания утяжеленного раствора происходит постоянное возрастание гидродинамического противодавления, создаваемого утяжеленным раствором, с учетом предельно допустимого давления на устье скважины, которое становится выше пластового давления. В результате этого начинает происходить процесс вытеснения пластового флюида из скважины в двух направлениях: в пласт и к устью скважины за счет гравитационного замещения. Вышеприведенный процесс глушения скважины при нагнетании утяжеленного раствора отражается на поведении давления на устье скважины. Зная истинную скорость опускания утяжеленного раствора в пластовом флюиде, скорость восходящего потока пластового флюида на глубине погружения колонны труб и производительность насосов, можно определить время подъема и сброса давления на устье скважины, т.е. пределы регулирования давления во времени. Для высокодебитных скважин процесс регулирования от нижнего предела до предельно допустимого давления может повторяться несколько раз при непрерывном нагнетании утяжеленного раствора через колонну труб в скважину. После закачки расчетного объема утяжеленного раствора и выхода на динамическое равновесие с пластовым давлением постепенно открывают устье скважины и вымывают жидкость глушения и пластовый флюид буровым раствором. После выравнивания плотности бурового раствора в кольцевом пространстве по циклу циркуляции и выхода на равновесие с пластовым давлением приступают к допуску колонны труб до проявляющего пласта. Восстанавливают циркуляцию, вымывают утяжеленный раствор и оставшийся в нем пластовый флюид и вновь выравнивают плотность бурового раствора в стволе скважины с выходом на равновесие, создаваемого статическим столбом бурового раствора и пластовым. На этом процесс глушения скважины закачивается.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1.

На глубине 5300 м был вскрыт продуктивный горизонт с пластовым давлением 98,5 МПа. Во время подъема бурильного инструмента началось нефтегазопроявление. Давление на устье закрытой скважины поднялось до 45 МПа. При этом давлении произошла разгерметизация устьевого оборудования и скважину пустили в работу по боковым отводам превентора. Скважина работала нефтью с дебитом 2500 м³/сут, пластовой воды - 2500 м³/сут, и расходом газа 1000000 м³/сут. После проведения ремонтных работ была установлена величина предельно допустимого давления на устье скважины в кольцевом пространстве, Рд.п. = 36 МПа. Затем приступили к глушению скважины с выбором оптимальных параметров глушения при заданной глубине расположения колонны бурильных труб на глубине 4500 м при забое 5150 м. Процесс глушения был разбит на три этапа. На первом этапе закачали жидкость глушения - воду в объеме 36 м³ при производительности насосов 0,005 м³/с и давлении нагнетания 42 МПа. Затем приступили к нагнетанию утяжеленного раствора при поддержании нижнего предела давления на устье скважины. Когда утяжеленный раствор плотностью 2200 кг/м³ дошел до низа колонны бурильных труб, вытеснив воду из них в кольцевое пространство, вышли на равновесие с забойным давлением, равным 77 МПа. В соответствии с расчетами была увеличена производительность насосов до 0,01 м³/с. При нагнетании утяжеленного раствора через 46 мин давление в кольцевом пространстве поднялось до 36 МПа, а давление нагнетания увеличилось в 40 до 46 МПа. Продолжая нагнетание раствора произвели первое снижение давления на устье скважины с 36 до 23 МПа за 5 мин. Через 2 мин давление вновь выросло до 26 МПа. Gроизвели повторное снижение давления до 23 МПа. Время снижения давления составило 2 мин, а время нового подъема давления осталось прежним. Третий раз снизили давление до 23 МПа за 2 мин, которое затем выросло вновь до 36 МПа также за 3 мин. При четвертом снижении давления за 1 мин давление упало до 21 МПа, что свидетельствовало о превышении текущего забойного давления за счет гравитационного замещения и вытеснении пластового флюида из ствола скважины. Это также подтвердилось тем, что рост давления до 36 МПа произошел уже за 4 мин. При дальнейшем нагнетании, после закачки 60 м³ утяжеленного раствора, давление на забое скважины стало равным пластовому и при прокачке еще 6 м³ давление на устье скважины в кольцевом пространстве стало самопроизвольно снижаться. Остановили закачку утяжеленного раствора и приступили к нагнетанию бурового раствора плотностью, равной 1920 кг/м ³ при производительности насосов 0,02 м³/с. При этом давление нагнетания составило 36 МПа. После выравнивания плотности бурового раствора по циклу циркуляции допустили колонну бурильных труб до забоя и вновь выравнили плотность бурового раствора и вышли на равновесие с пластовым давлением, скважина была заглушена.

Пример 2.

Скважиной был вскрыт высокотрещиноватый продуктивный пласт на глубине 3500 м с пластовым давлением 42,4 МПа. При начавшемся газонефтяном проявлении во время подъема колонны труб, последние были выброшены из скважины и началось открытое фонтанирование. В этих условиях было принято решение опустить под давлением в скважину насосно-компрессорные трубы (НКТ). Также было принято решение: в качестве утяжеленного раствора применить хлоркальциевый раствор с максимальной плотностью и изменением производительности насосов от 5 до 30 л/с. По принятым параметрам глушения была определена оптимальная глубина 1250 м и после герметизации устья в скважину опустили НКТ. Скважина работала нефтью с дебитом 1500 м³/сут, водой с дебитом 3000 м³/сут и расходом газа 58000 нм³/сут при забойном давлении 31,4 МПа при поддержании давления 7 МПа на устье скважины в кольцевом пространстве. Чтобы не вызвать разрушение обсадной колонны из-за возможных температурных деформаций, могущих возникнуть при нагнетании холодной воды в скважину в качестве жидкости глушения, процесс глушения был разбит на 3 этапа. На 1-ом этапе вначале осуществили закачку горячей воды, нагретой до 50^oC в объеме 21 м³, а затем приступили к нагнетанию холодной воды при давлениях в трубном пространстве 5 МПа и затрубном 7 МПа. После прокачки 70 м³ воды давление в кольцевом пространстве возросло до 8 МПа, а трубном - до 7 МПа. Прикрыли частично один боковой дроссель на выкиде превентора, давление на устье скважины стабилизировалось на уровне 8,5 МПа. При этом противодавлении с учетом гидродинамических давлений в скважине вышли на равновесие у низа НКТ с забойным давлением 36,6 МПа. После этого приступили ко 2-му этапу. В качестве утяжеленного раствора применили хлоркальциевый раствор плотностью 1350 кг/м³. При закачке хлоркальциевого раствора давление в кольцевом пространстве возросло до 9,5 МПа и стабилизировалось. В этих условиях было принято решение продолжить нагнетание хлоркальциевого раствора при закрытом трубном пространстве. После нагнетания 40 м³ утяжеленного раствора вышли на равновесие с пластовым давлением. После открытия скважины давление упало до нуля, скважина не проявляла и не поглощала. На третьем этапе опустили НКТ на глубину 2970 м и произвели замену хлоркальциевого раствора и пластового флюида и интервале 0-2970 м путем промывки скважины буровым раствором плотностью 1300 кг/м³. Скважина была пущена в работу после установки фонтанной арматуры на устье скважины при открытой части ствола в интервале 2976-2500 м.

Таким образом, использование предлагаемого способа позволяет при минимуме затрат средств и времени заглушить скважину, после чего могут быть продолжены работы по ее строительству.

Способ глушения скважин может применяться в нефтяной и газовой промышленности при глушении открытых фонтанов. Способ осуществляют путем выбора оптимальных параметров глушения при заданном расположении колонны труб в скважине. При отсутствии колонны труб в скважине ее спускают на оптимальную глубину при заданных параметрах глушения. Для глушения герметизируют устье скважины. Последовательно закачивают жидкость глушения, утяжеленный раствор. Поддерживают давление на устье скважины в регулируемом диапазоне. Выходят на динамические равновесия сначала с забойным давлением у низа колонны труб, затем с пластовым и на статическое равновесие с пластовым давлением после закачки бурового раствора. Плотность бурового раствора определяют по пластовому давлению и она всегда ниже плотности утяжеленного раствора. После достижения статического равновесия, создаваемого столбами утяжеленного и бурового растворов в скважине, допускают колонну труб до кровли проявляющего пласта. После допуска колонны труб процесс глушения заканчивают промывкой скважины буровым раствором с выравниванием плотности его по циклу циркуляции. Использование предлагаемого способа позволяет при минимуме затрат средств и времени заглушить скважину, после чего могут быть продолжены работы по строительству скважины. 3 з. п.ф-лы.

1. Способ глушения скважин, включающий герметизацию устья и нагнетание утяжеленного раствора до полного вытеснения пластового флюида из скважины, отличающийся тем, что для достижения поставленной цели сначала определяют оптимальные условия глушения, затем последовательно нагнетают жидкость глушения, утяжеленный и буровой растворы через колонну труб в скважину, и поддерживают устьевое давление в регулируемом диапазоне до вытеснения пластового флюида из скважины гравитационным замещением с последовательным выходом на динамические равновесия с забойным давлением у низа колонны труб, с пластовым - у кровли проявляющего горизонта и на статическое равновесие бурового и утяжеленного растворов с пластовым давлением. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при заданной глубине расположения колонны труб в скважине перед началом процесса определяют оптимальные параметры глушения. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что при отсутствии колонны труб задаются параметрами глушения, по которым определяют оптимальную глубину расположения колонны труб в скважине и допускают ее на расчетную глубину. 4. Способ по одному из пп.1 - 3, отличающийся тем, что колонну труб допускают до кровли продуктивного горизонта и вымывают из скважины утяжеленный раствор буровым раствором меньшей плотности.