СПОСОБ КОНСЕРВАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СКВАЖИНЫ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ Российский патент 2008 года по МПК E21B33/13 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к консервации газоконденсатных скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Известен способ консервации газоконденсатной скважины, включающий заполнение ствола скважины жидкостью [РД 39-2-1182-84. Инструкция по оборудованию устьев и стволов опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, наблюдательных, нагнетательных, структурных, структурно-геохимических и специальных скважин при их ликвидации или консервации. - М.: Миннефтепром, Мингазпром, Мингеологии, Госгортехнадзор СССР, 1985. - С.10-13].

Недостатком этого способа при консервации газоконденсатных скважин в условиях АНПД является обязательное глушение скважины жидкостью глушения, извлечение из скважины лифтовой колонны с внутрискважинным оборудованием, спуск в скважину промывочных труб, промывка ствола скважины и интервала перфорационных отверстий промывочной жидкостью, замена ее на нейтральную (инертную) жидкость и заполнение интервала многолетнемерзлых пород (ММП) незамерзающей жидкостью. В результате этого происходит загрязнение продуктивного пласта жидкостью глушения и промывочной жидкостью. После такого негативного воздействия этих жидкостей на продуктивный пласт затруднен вызов притока газа из продуктивного пласта после окончания периода консервации скважины вплоть до невозможности освоить скважину.

Известен способ консервации газоконденсатной скважины, включающий заполнение ствола скважины жидкостью [РД 08-347-00. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов. - М.: Госгортехнадзор, 2000. - С.24-26].

Недостатком этого способа при консервации газоконденсатных скважин в условиях АНПД является обязательное глушение скважины жидкостью глушения, извлечение из скважины лифтовой колонны с внутрискважинным оборудованием, спуск в скважину промывочных труб, промывка ствола скважины и интервала перфорационных отверстий промывочной жидкостью, замена ее на нейтральную (инертную) жидкость и заполнение интервала многолетнемерзлых пород (ММП) незамерзающей жидкостью. В результате этого происходит загрязнение продуктивного пласта жидкостью глушения и промывочной жидкостью. После такого негативного воздействия этих жидкостей на продуктивный пласт затруднен вызов притока газа из продуктивного пласта после окончания периода консервации скважины вплоть до невозможности освоить скважину.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в разработке надежного способа консервации газоконденсатной скважины в условиях АНПД.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в устранении загрязнения продуктивного пласта за счет создания противодавления на пласт, не превышающего величины, при котором происходит продавливание жидкости в продуктивный пласт, но превышающего величину, при котором из продуктивного пласта на забой скважины начинает поступать газ и газовый конденсат, а также в облегчении вызова притока газа из продуктивного пласта после завершения периода консервации скважины.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в предотвращении поступления из продуктивного пласта газа и газового конденсата, в устранении загрязнения продуктивного пласта и облегчении вызова притока газа из продуктивного пласта после завершения периода консервации скважины.

Технический результат достигается тем, что в известном способе консервации газоконденсатной скважины в условиях АНПД, включающем заполнение ствола скважины жидкостью, в отличие от прототипа ствол газоконденсатной скважины заполняют жидкостью, закрывают задвижки фонтанной арматуры и оставляют газоконденсатную скважину под давлением, при этом объем жидкости определяют по уравнению:

V_ж=π·D² _вн·(h₁+h₂+h₃)/4,

где V_ж - объем жидкости, м³;

D_вн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

h₁ - интервал перфорационных отверстий, м;

h₂ - глубина забоя, м;

h₃ - высота столба жидкости выше интервала перфорационных отверстий, обеспечивающего противодавление на продуктивный пласт, не превышающее пластовое давление более, чем на 10%, м,

а в качестве жидкости применяется инертная незамерзающая жидкость, например, метанольная вода или другие водоспиртовые растворы.

На чертеже показан способ реализации заявляемого изобретения.

Способ реализуется следующим образом.

Ствол газоконденсатной скважины заполняют через фонтанную арматуру 1 и находящуюся в скважине лифтовую колонну 2 жидкостью 3, закрывают задвижки 4 фонтанной арматуры 1 и оставляют газоконденсатную скважину под давлением. При этом объем жидкости 3 определяют по уравнению:

V_ж=π·D² _вн·(h₁+h₂+h₃)/4,

где V_ж - объем жидкости, м³;

D_вн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

h₁ - интервал перфорационных отверстий, м;

h₂ - глубина забоя, м;

h₃ - высота столба жидкости выше интервала перфорационных отверстий, обеспечивающего противодавление на продуктивный пласт, не превышающее пластовое давление более, чем на 10%, м.

Превышение противодавления на продуктивный пласт 5 более, чем на 10% повлечет за собой продавливание жидкости 3 в продуктивный пласт 5 и загрязнение в какой-то степени продуктивного пласта 5. Снижение противодавления до появления репрессии на продуктивный пласт 5 повлечет за собой поступление из продуктивного пласта 5 газа и газового конденсата на забой 6 скважины. Оптимальным вариантом является равенство пластового давления и давления, создаваемого столбом жидкости 3 выше интервала перфорационных отверстий 7, при котором жидкость 3 не проникает в продуктивный пласт 5, а газ и газовый конденсат, находящиеся в продуктивном пласте 5, не поступают из продуктивного пласта 5 на забой 6 скважины.

После заполнения ствола газоконденсатной скважины жидкостью 3 и закрытия задвижек 4 фонтанной арматуры 1 штурвалы с задвижек 4 фонтанной арматуры 1 снимают.

В качестве жидкости 3 можно использовать метанольную воду или другие водоспиртовые растворы. Применение водоспиртовых растворов обеспечивает коррозионно- и морозостойкость эксплуатационной колонны 8, лифтовой колонны 2 и фонтанной арматуры 1, предотвращает загрязнение продуктивного пласта 5. Наличие жидкости 3 на забое 6 скважины в расчетном объеме и столба газа 9 в стволе при закрытых задвижках 4 на фонтанной арматуре 1 обеспечивает необходимое противодавление на продуктивный пласт 5 и препятствует поступлению газа и газового конденсата из продуктивного пласта 5 с одной стороны, а с другой - величина противодавления не достаточна для проникновения жидкости 3 в продуктивный пласт 5. Помимо этого наличие жидкости 3 на забое 6 обеспечивает сохранность продуктивной характеристики скважины. Наличие жидкости 3 небольшого объема и столба газа 9 над нею облегчает вызов притока газа из продуктивного пласта 5. Кроме того, при смешивании в процессе освоения газоконденсатной скважины метанольной воды и газа, поступающего из продуктивного пласта 5, происходит абсорбция влаги, содержащейся в этом газе, и его осушка. В результате этого смешения устраняются условия образования гидратов и предотвращается процесс гидратообразования в стволе скважины и в фонтанной арматуре 1.

Пример реализации способа.

Ствол газоконденсатной скважины глубиной 3500 м, оборудованную эксплуатационной колонной диаметром 168 мм (с внутренним диаметром D_вн=150,3 мм) и имеющую забой h₂ глубиной 40 м и интервал перфорационных отверстий h₁, равный 80 м, через фонтанную арматуру и находящуюся в скважине лифтовую колонну заполнили расчетным объемом жидкостью, определенный по уравнению:

V_ж=π·D² _вн·(h₁+h₂+h₃)/4.

При этом высота столба жидкости выше интервала перфорационных отверстий h₃ определена по известной зависимости:

или

,

где P_гст - гидростатическое давление столба жидкости, МПа;

ρ - плотность заливаемой инертной незамерзающей жидкости, равная 800 кг/м³;

- ускорение свободного падения, м/с²;

h₃ - высота столба жидкости выше интервала перфорационных отверстий, м.

При пластовом давлении 2,0 МПа создали противодавление на пласт столбом жидкости, равное 0,1 МПа.

h₃=2100000/800·9,81=268 м

Объем жидкости рассчитан без учета толщины стенки лифтовой колонны, так как погрешность незначительная.

V_ж=3,14·0,0225·(80+40+268)/4=6,85 м³.

После заполнения ствола газоконденсатной скважины жидкостью закрыли задвижки на фонтанной арматуре и газоконденсатную скважину оставили под давлением. Штурвалы с задвижек фонтанной арматуры сняли.

Предлагаемый способ консервации газоконденсатной скважины в условиях АНПД эффективен, когда любое загрязнение продуктивного пласта может привести к большим временным и материальным затратам при вызове притока газа и газового конденсата из продуктивного пласта и даже к невозможности вообще освоить и пустить газоконденсатную скважину в работу после завершения периода ее консервации. Способ более надежен, так как устраняет загрязнение продуктивного пласта, а следовательно, не уменьшает рабочий дебит газоконденсатной скважины, но и обеспечивает условия, препятствующие поступлению на забой газа и газового конденсата из продуктивного пласта. Устраняет заполнение фильтрационных каналов и пор жидкостью, которую удалить из них практически полностью не удается, что ведет к снижению продуктивной характеристики скважины. Обеспечивает экологическую чистоту и безопасность газоконденсатной скважины, находящейся в консервации. Сокращает продолжительность работ по консервации газоконденсатной скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу консервации газоконденсатных скважин в условиях аномально низких пластовых давлений. Способ включает заполнение ствола газоконденсатной скважины через фонтанную арматуру жидкостью, закрытие задвижек фонтанной арматуры и оставление газоконденсатной скважины под давлением. При этом объем жидкости определяют исходя из внутреннего диаметра эксплуатационной колонны, высоты интервала перфорационных отверстий, глубины забоя, высоты столба жидкости выше интервала перфорационных отверстий, обеспечивающего противодавление на продуктивный пласт не превышающее пластовое давление более, чем на 10%. В качестве жидкости применяют инертную незамерзающую жидкость, например, метанольную воду или другие водоспиртовые растворы. Устраняет загрязнение продуктивного пласта и облегчает вызов притока газа из продуктивного пласта после завершения периода консервации скважины. 1 ил.

Способ консервации газоконденсатной скважины в условиях аномально низких пластовых давлений, включающий заполнение ствола скважины жидкостью, отличающийся тем, что ствол газоконденсатной скважины через фонтанную арматуру заполняют жидкостью, закрывают задвижки фонтанной арматуры и оставляют газоконденсатную скважину под давлением, при этом объем жидкости определяют по уравнению:

,

где V_ж - объем жидкости, м³;

D_вн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

h₁ - интервал перфорационных отверстий, м;

h₂ - глубина забоя, м;

h₃ - высота столба жидкости выше интервала перфорационных отверстий, обеспечивающего противодавление на продуктивный пласт, не превышающее пластовое давление более чем на 10%, м,

а в качестве жидкости применяется инертная незамерзающая жидкость, например метанольная вода или другие водоспиртовые растворы.