СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ Российский патент 2008 года по МПК E21B43/12 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению газовых и газоконденсатных скважин перед проведением капитального ремонта скважин (КРС), в частности, скважин, вскрывших продуктивный пласт большой толщины, или скважин, вскрывших одновременно несколько пластов.

Известен способ глушения газовых скважин, включающий последовательное закачивание в призабойную зону блокирующего раствора и жидкости глушения [SU 1146308 А, МПК⁴ С09К 7/06, опубл. 23.03.85].

Недостатком этого способа глушения газовых скважин является невозможность растворить (связать) весь свободный газ, находящийся в скважине, блокирующим раствором, что снижает эффективность глушения. Кроме того, в случае, если башмак лифтовой колонны будет размещаться над интервалом перфорации, как это имеет место в скважинах, вскрывших продуктивный пласт большой толщины, или в скважинах, вскрывших одновременно несколько пластов, продавить блокирующий раствор в весь интервал перфорации проблематично. Блокирующий раствор пойдет в наиболее проницаемую часть пласта и после его продавливания в призабойную зону в этом интервале жидкость глушения будет циркулировать над оставшейся частью блокирующего раствора, не продавливая его в призабойную зону пласта, то есть продуктивный пласт будет заблокирован не полностью. Это может привести к неконтролируемому притоку газа из пласта и даже к открытому фонтану.

Задача предлагаемого изобретения состоит в разработке способа глушения газовых и газоконденсатных скважин, в том числе вскрывших продуктивный пласт большой толщины или вскрывших одновременно несколько пластов, а также при использовании быстросхватывающих или высоковязких блокирующих растворов или растворов, имеющих большое содержание твердой фазы, особенно больших размеров.

Технический результат при создании изобретения заключается в повышении надежности глушения газовых и газоконденсатных скважин.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе глушения скважины, оборудованной НКТ, включающем закачивание в призабойную зону блокирующего раствора и жидкости глушения, в отличие от прототипа в затрубное пространство скважины последовательно закачивают жидкость глушения в объеме НКТ с одновременным стравливанием газа через трубное пространство на факельную линию и блокирующий раствор из расчета заполнения им всего интервала перфорации, блокирующий раствор продавливают на забой скважины жидкостью глушения, объем которой равен объему затрубного пространства скважины за минусом объема блокирующего раствора, спускают во внутреннюю полость НКТ, заполненную вытесненной из затрубного пространства жидкостью глушения, гибкую трубу до нижних отверстий интервала перфорации, закачивают в гибкую трубу жидкость глушения и продавливают ею блокирующий раствор в пласт с одновременным подъемом гибкой трубы в интервале перфорации и с поддержанием противодавления в затрубном и кольцевом, между гибкой трубой и лифтовой колонной, пространствах, при этом объем закачиваемой жидкости глушения равен объему гибких труб и объему блокирующего раствора.

Способ реализуется следующим образом.

Первоначально в затрубное пространство скважины закачивается жидкость глушения в объеме НКТ с одновременным стравливанием газа через трубное пространство на факельную линию, оборудованную штуцером, диаметр которого обеспечивает необходимое противодавление и плавность протекания технологических процессов, не приводя к условию возникновения открытого газового фонтана. Диаметр штуцера указывается в плане работ, например, для условий газоконденсатных скважин Ямбургского месторождения, диаметр штуцера должен быть не более 9-10 мм, для газовых скважин - не более 10-12 мм.

После этого в затрубное пространство скважины закачивается расчетное количество блокирующего раствора, который продавливается на забой скважины и заполняет интервал перфорации эксплуатационной колонны жидкостью глушения, а ранее закаченная в затрубное пространство жидкость глушения (до блокирующего раствора) выдавливается в трубное пространство. При этом объем закачиваемой после блокирующего раствора жидкости глушения равен объему затрубного пространства скважины за минусом объема блокирующего раствора.

Жидкость глушения и состав и расчетное количество блокирующего раствора выбирают исходя их геолого-промысловых условий, так, например, в качестве жидкости глушения можно использовать жидкости как на водной основе, так и на углеводородной, а в качестве блокирующего раствора - рассолы или электролиты

Затем во внутреннюю полость НКТ - лифтовой колонны (в трубное пространство скважины), заполненную жидкостью глушения, вытесненной из затрубного пространства, спускается гибкая труба колтюбинговой установки до нижних отверстий интервала перфорации. После этого через гибкую трубу закачивают в скважину жидкость глушения и продавливают ею блокирующий раствор в призабойную зону пласта с одновременным подъемом башмака гибкой трубы относительно интервала перфорации и с поддержанием противодавления в затрубном и кольцевом, между гибкой трубой и лифтовой колонной, пространствах. Плавный подъем гибкой трубы обеспечивает равномерное продавливание блокирующего раствора во весь интервал перфорации, обеспечивая тем самым надежное блокирование всей толщины пласта или всех пластов. При этом объем закачиваемой жидкости глушения равен объему гибких труб плюс объем блокирующего раствора.

После продавливания блокирующего раствора в призабойную зону пласта приподнимают гибкую трубу над интервалом перфорации и промывают скважину для выравнивания параметров жидкости глушения по всему стволу путем создания циркуляции в трубном и затрубном пространствах скважины.

После этого из скважины извлекают гибкую трубу колтюбинговой установки при продолжении циркуляции жидкости глушения в скважине. После извлечения гибкой трубы колтюбинговой установки скважина оставляется на технологическую выстойку в течение не менее 12 часов, а затем из скважины выпускается на факел скопившийся над жидкостью глушения газ из так называемой газовой шапки и скважина вновь промывается для выравнивания параметров, в первую очередь плотности, жидкости глушения в трубном и затрубном пространствах скважины в течение двух циклов, предусмотрев возможность долива жидкости глушения в затрубное пространство скважины.

Устьевое давление в затрубном пространстве скважины должно быть таким, чтобы забойное давление в процессе заполнения скважины жидкостью глушения не превысило пластовое давление более чем на:

- 10% для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1,5 МПа;

- 5% для скважин глубиной более 1200 м, но не более 3,0 МПа.

Значение устьевого давления в затрубном пространстве Р_узт (t), МПа, в процессе заполнения затрубного пространства жидкостью глушения необходимо устанавливать исходя из соотношения:

где Р_узт (t) - давление на устье скважины в затрубном пространстве, МПа;

Р_ст - статическое давление на устье скважины, МПа;

ρ - плотность жидкости глушения, кг/м³;

V_зак - производительность насосной установки, м³/c;

t - время от начала закачивания жидкости глушения в затрубное пространство скважины, с;

S_затр - площадь сечения затрубного пространства скважины, м².

Использование предлагаемого изобретения позволит сократить продолжительность и повысить эффективность глушения скважин, особенно в скважинах, вскрывших продуктивный пласт большой толщины или вскрывших несколько пластов, а также при использовании быстросхватывающих или высоковязких блокирующих растворов или растворов, имеющих большое содержание твердой фазы, особенно больших размеров.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению газовых и газоконденсатных скважин перед проведением капитального ремонта скважин, в частности, скважин, вскрывших продуктивный пласт большой толщины, или скважин, вскрывших одновременно несколько пластов. Обеспечивает повышение надежности глушения газовых и газоконденсатных скважин. Сущность изобретения: способ включает последовательное закачивание в затрубное пространство скважины жидкости глушения в объеме НКТ с одновременным стравливанием газа через трубное пространство на факельную линию и блокирующего раствора из расчета заполнения им всего интервала перфорации. Блокирующий раствор продавливают на забой скважины жидкостью глушения, объем которой равен объему затрубного пространства скважины за минусом объема блокирующего раствора, спускают во внутреннюю полость лифтовой колонны, заполненную вытесненной из затрубного пространства жидкостью глушения, гибкую трубу до нижних отверстий интервала перфорации. Закачивают в гибкую трубу жидкость глушения и продавливают ею блокирующий раствор в пласт с одновременным подъемом гибкой трубы в интервале перфорации и с поддержанием противодавления в затрубном и кольцевом, между гибкой трубой и лифтовой колонной, пространствах. При этом объем закачиваемой жидкости глушения равен объему гибких труб плюс объем блокирующего раствора.

Способ глушения скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб - НКТ, включающий закачивание в призабойную зону блокирующего раствора и жидкости глушения, отличающийся тем, что в затрубное пространство скважины последовательно закачивают жидкость глушения в объеме НКТ с одновременным стравливанием газа через трубное пространство на факельную линию и блокирующий раствор, из расчета заполнения им всего интервала перфорации, блокирующий раствор продавливают на забой скважины жидкостью глушения, объем которой равен объему затрубного пространства скважины за минусом объема блокирующего раствора, спускают во внутреннюю полость лифтовой колонны, заполненную вытесненной из затрубного пространства жидкостью глушения, гибкую трубу до нижних отверстий интервала перфорации, закачивают в гибкую трубу жидкость глушения и продавливают ею блокирующий раствор в пласт с одновременным подъемом гибкой трубы в интервале перфорации и с поддержанием противодавления в затрубном и кольцевом, между гибкой трубой и лифтовой колонной, пространствах, при этом объем закачиваемой жидкости глушения равен объему гибких труб и объему блокирующего раствора.