СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2013 года по МПК E21B43/12 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к глушению газовых скважин при проведении капитальных ремонтов в условиях катастрофических поглощений.

Анализ существующего уровня техники показал следующее:

- известен способ глушения скважин, включающий блокировку интервала перфорации путем замены скважинной жидкости блокирующей жидкостью и расположенной над ней задавочной жидкостью плотностью, меньшей плотности блокирующей жидкости, в котором часть блокирующей жидкости задавливают в прискважинную зону пласта, объем блокирующей жидкости определяют, исходя из коэффициента продуктивности скважины, а в качестве блокирующей жидкости используют рецептуру, которая имеет следующее соотношение ингредиентов, мас.%:

Водорастворимая соль кальция 12,5-43,5 Свободный аммиак 0,1-2,0 Отход производства целлюлозно-бумажной   промышленности на основе лигносульфонатов 5,0-25,0 Древесная мука 4,0-12,0 Вода остальное

(см. патент РФ №2104392 от 06.05.1996 по кл. Е21В 43/12, С09К 7/02, опубл. 10.02.1998).

Недостатком этого способа глушения является его низкая эффективность глушения скважин в условиях катастрофических поглощений. Из-за больших материально-технических затрат, что связано с интенсивным поглощением и использованием чрезмерно больших объемов блокирующей жидкости указанной рецептуры. В результате этого используемая в способе блокирующая жидкость глубоко проникает в пласт, время на освоение скважины после ремонта многократно увеличивается, а проницаемость пласта восстановить практически невозможно. Это, в частности, связано с использованием древесной муки в качестве наполнителя, поскольку она обладает высокой набухающей способностью, а в сочетании с отходом производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов и солей кальция может образовывать в поровом пространстве пласта трудноизвлекаемый органо-минеральный комплекс с повышенной адгезией к породе пласта. При этом из-за низкого содержания воды в данном составе блокирующей жидкости при максимальных количествах соли кальция и древесной муки на пластовой породе образуется толстая рыхлая и непрочная фильтрационная корка, не препятствующая глубокому проникновению технологических жидкостей в пласт и его загрязнению. В результате дебит скважины после ремонта не восстанавливается. В этой связи данный способ глушения скважины и указанная блокирующая жидкость неэффективны для применения в условиях катастрофических поглощений;

- в качестве прототипа выбран способ глушения газовой скважины, включающий блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) блокирующего состава и последующего закачивания в скважину жидкости глушения, после продавливания в прискважинную зону пласта блокирующего состава в затрубное и надпакерное пространство закачивают жидкость глушения, после чего оставляют скважину на технологическую выстойку с периодическим стравливанием оставшейся на забое скважины газовой шапки, а в качестве блокирующего состава используют раствор, содержащий, мас.%:

Хлористый натрий 10,0-20,0 Полимер Робус-Г 1,0-1,5 Вода остальное,

а в качестве жидкости глушения - раствор с плотностью, меньшей плотности блокирующего состава, содержащий, мас.%:

Хлористый натрий 6,0-20,0 ПКР 6,0 Вода остальное

(см. патент РФ 2347066 от 28.11.2006 по кл. Е21В 43/12, опубл. 20.02.2009).

Недостатком этого способа является недостаточная эффективность глушения газовой скважины в условиях катастрофических поглощений, большие материально-технические затраты на глушение, увеличенные сроки освоения скважины и невозможность восстановления ее дебита за счет снижения проницаемости пласта.

Согласно способу закачивание жидкости глушения в газовую среду, находящуюся в затрубном пространстве, приводит к образованию изолированных газовых пачек, которые достаточно медленно всплывают в состоянии сжатия под давлением пласта. Это вызывает при открытии устья их резкое расширение с выбросом газа в атмосферу и снижение давления на пласт. Указанное может привести к самоосвоению скважины с притоком новой порции газа, вследствие чего возможно возникновение аварийной ситуации. С применением данного способа невозможно также надежно заглушить газовую скважину в условиях катастрофических поглощений, так как в блокирующем составе отсутствует наполнитель, являющийся основой формирования фильтрационной корки с закупоривающими свойствами, а структурно-реологические параметры этого состава способствуют его проникновению не только в прискважинную зону пласта, но и интенсивному поглощению высокопроницаемым пластом с глубоким проникновением в него во всем интервале перфорации. Большие объемы поглощаемого блокирующего состава приводят к увеличению затрат на химреагенты и материалы на его приготовление, удорожанию способа глушения, росту затрат времени и средств на освоение скважины. В результате загрязнения пласта полимерной композицией Робус-Г его деблокирование происходит при повышенных депрессиях, что недопустимо в скважинах с неустойчивой кавернозной призабойной зоной, так как влечет за собой ее разрушение с осложнениями в виде образования песчаных пробок и др.

Кроме того, предусмотренный способом технологический отстой в течение 12 ч для структурообразования блокирующего состава на основе реагента Робус-Г увеличивает время на глушение скважины, а отсутствие в нем наполнителя с закупоривающими свойствами не дает необходимого эффекта в условиях катастрофических поглощений.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого способа:

- повышается эффективность глушения газовой скважины в условиях катастрофических поглощений за счет предварительного создания надежного песчаного экрана в скважине и прискважинной зоне пласта и использования блокирующей жидкости с улучшенными структурно-реологическими свойствами, адгезионными свойствами к поверхности частиц песчаного экрана и закупоривающей способностью;

- сокращаются материально-технические затраты и время проведения работ, за счет исключения поглощения жидкостей, применяемых при глушении;

- сокращается время освоения скважины и восстанавления ее дебита после ремонта за счет сохранения проницаемости пласта.

Технический результат достигается с помощью известного способа глушения газовой скважины, включающего блокировку интервала перфорации путем закачивания блокирующей жидкости с предварительно определенным значением объема в НКТ и продавливания ее жидкостью глушения на забой скважины и в прискважинную зону пласта с одновременным контролем давления на устье скважины, последующее закачивание жидкости глушения в скважину, стравливание газа и технологический отстой. В котором перед закачиванием блокирующей жидкости формируют песчаный экран путем закачивания в НКТ пульпы из кварцевого песка фракции 0,6-1,2 мм в жидкости-носителе двумя порциями с расходом жидкости-носителя, значение которого не превышает максимально допустимое значение, определяемое по формуле

Q_max=S_кп·υ_вит,

где Q_max - максимально допустимый расход жидкости-носителя, м³/с;

S_кп - площадь поперечного сечения затрубного пространства, м²;

υ_вит - скорость витания частиц кварцевого песка, м/с.

При этом объем кварцевого песка в первой порции пульпы рассчитывают по формуле

,

где V_п1 - объем кварцевого песка в первой порции пульпы, м³;

К - коэффициент кавернозности скважины в продуктивном интервале;

D_c - диаметр скважины, м;

h - интервал продуктивного пласта от забоя до кровли, м;

ΔР - репрессия на пласт, Па;

Q - расход жидкости-носителя, м³/с;

υ_крс - критическая скорость фильтрационного потока жидкости-носителя, при которой начинается движение частиц кварцевого песка, м/с;

gradP - градиент давления, вызывающий перемещение кварцевого песка в поглощающем канале прискважинной зоны пласта, Па/м, с последующим проведением после закачивания первой порции пульпы технологического отстоя скважины на время Т, определяемое по формуле

T=L/υ_вит,

где Т - время технологического отстоя скважины после закачивания первой порции пульпы, с;

L - длина НКТ, м,

а объем кварцевого песка во второй порции пульпы принимают равным объему суффозионных каналов, образующихся в песчаном экране, после закачки первой порции пульпы, определяемому по формуле

где k - коэффициент проницаемости песчаного экрана, м²,

µ - вязкость жидкости-носителя, Па·с,

а в качестве блокирующей жидкости используют состав, мас.ч.:

Глинистая суспензия 6%-й концентрации 100 Термосолестойкий реагент КМЦ - ТС 0,5-0,7 Порошкообразный углещелочной   реагент (ПУЩР) 3-4 Динатриевая соль этилендиамин-N,N,N',N'-   тетрауксусной кислоты, 2-водная (Трилон Б) 0,2-0,3 Реагент-кольматант Полицелл Ф 3-4,

в объеме V_бж, предварительно рассчитанном по формуле

,

где V_бж - объем блокирующей жидкости, м³;

m - пористость песка песчаного экрана;

V_бжф - объем блокирующей жидкости, отфильтрованный в песчаный экран, м³;

V_бжа - объем блокирующей жидкости на адгезию к внутренней поверхности НКТ, м³,

причем в момент окончания продавливания блокирующей жидкости определяют гидродинамическое давление в НКТ, после чего осуществляют технологический отстой скважины, а последующее закачивание жидкости глушения в скважину проводят по НКТ до ее появления на устье, при этом регулируют устьевое давление в затрубном пространстве скважины путем стравливания газа и блокирующей жидкости, обеспечивая давление на входе в НКТ постоянным и равным ранее определенному гидродинамическому давлению.

Заявляемый способ соответствует условию «новизны».

Глушение скважины в условиях катастрофических поглощений представляет материалоемкую, технологически сложно осуществимую задачу.

Предлагаемая в заявляемом способе предварительная закачка пульпы двумя порциями из кварцевого песка фракции 0,6-1,2 мм для формирования в скважине и в поглощающих-дренированных каналах прискважинной зоны пласта песчаного экрана с образованием на его поверхности фильтрационной корки из последовательно закачиваемой блокирующей жидкости, предотвращающей размыв песка, находящегося в поглощающих каналах пласта, значительно повышает эффективность глушения скважин в условиях катастрофических поглощений, способствует снижению затрат материалов за счет сокращения объемов поглощения технологических жидкостей.

Использование крупного песка - фракции 0,6-1,2 мм способствует его быстрому гравитационному осаждению и, в силу его высокой проницаемости в насыпной массе, упрощает освоение скважины. В качестве жидкости-носителя используют воду, которая в силу своей гидрофильности и относительно низкой плотности и вязкости способствует формированию самоуплотняющегося песчаного экрана. Совокупность свойств выбранного песка (фракции 0,6-1,2 мм) и жидкости-носителя (значительная разность их плотностей) обуславливает достаточно высокое значение скорости витания песчаных частиц в потоке жидкости-носителя при относительном большом расходе песчаной пульпы. Использование кварцевого песка фракции менее 0,6 мм экономически и технологически нецелесообразно, так как это приведет к перерасходу материала и увеличит время проведения работ, а использование кварцевого песка фракции более 1,2 мм приведет к поглощению значительных объемов блокирующей жидкости. Значение расхода жидкости-носителя не должно превышать максимально допустимое значение, определяемое с учетом скорости витания частиц кварцевого песка υ_вит в затрубном пространстве

,

где 5,72 - постоянная Риттингера при обтекании сферической частицы потоком с числом Рейнольдса Re>60, м^1/2/с,

d_ч - диаметр частицы кварцевого песка, м;

ρ_ч - плотность частицы кварцевого песка, кг/м³;

ρ_ж - плотность жидкости-носителя, кг/м³.

Определенный расход жидкости-носителя предупреждает вынос частиц песка в заколонное пространство НКТ и сокращает сроки проведения операции, что способствует повышению эффективности предлагаемого способа.

Объем кварцевого песка в первой порции пульпы, рассчитанный по предлагаемой формуле, необходим и достаточен для заполнения скважины в интервале продуктивного пласта от забоя до кровли с учетом кавернозности и части объема всех поглощающих каналов в прискважинной зоне пласта. Причем данного объема достаточно для создания на входе в каверны пласта за счет гравитационного осаждения песка экрана, временно устойчивого к репрессии столба жидкости. Не требуется полное их заполнение. Это существенно снижает сроки проведения работ и расход материалов. После закачки всего объема первой порции песка, проводят технологический отстой скважины на время, достаточное для седиментации всех песчаных частиц в НКТ. В этот период времени в скважине за счет поглощения части пульпы снижается уровень жидкости до статического, и, как следствие, устанавливается равновесие давлений в системе «скважина-пласт». Песок, оседая из песчаной пульпы, находящейся в НКТ, полностью перекрывает вход в поглощающие каналы пласта. Происходит снижение интенсивности поглощений. Однако предварительно созданный песчаный экран недостаточно устойчив к суффозионным процессам, возникающим при фильтрации под воздействием репрессии жидкости-носителя и других маловязких технологических жидкостей, используемых при глушении скважины и последующих ремонтных работах. Для заполнения образовавшихся суффозионных каналов в песчаном экране после технологического отстоя скважины осуществляют закачку второй порции пульпы. Объем кварцевого песка во второй порции пульпы принимают равным объему суффозионных каналов. С тем, чтобы остановить дальнейшее развитие суффозионных процессов, а вместе с тем сократить материальные затраты и временные необходимо устранить фильтрацию жидкости в пласт. Для этого без разрыва во времени вслед за второй порцией песчаной пульпы закачивают блокирующую жидкость. Объем которой рассчитывают предварительно, исходя из заполнения перового пространства созданного песчаного экрана в скважине от забоя до кровли продуктивного пласта, с учетом ее фильтрации и адгезии к внутренней поверхности НКТ.

Для приготовления блокирующей жидкости используют глинопорошок бентонитовый по ТУ 5751-002-58156178-02, термосолестойкий реагент КМЦ - ТС по ТУ 2231-009-32957739-99, порошкообразный углещелочной реагент (ПУЩР) по ТУ 39-01-247-79, динатриевую соль этилендиамин-N,N,N',N'-тетрауксусной кислоты, 2-водную (Трилон Б) по ГОСТ 10652-73, реагент-кольматант Полицелл Ф по ТУ 0392-002-32957739-98. Эффективность действия блокирующей жидкости обусловлена ее ингредиентным составом, включающим натрийсодержащие щелочные реагенты. При гидролизе натриевых соединений, входящих в состав применяемых ингредиентов, происходит повышение водородного показателя (рН) дисперсионной среды блокирующей жидкости. Выделяющийся при этом гидроксид натрия (NaOH), в свою очередь, активизирует гидролиз кремнезема (SiO₂) поверхности кварцевого песка, заполняющего каверны, трещины и каналы поглощения прискважинной зоны пласта, образуя на ней коллоидные растворы кремнекислоты в соответствии со схемой

Наличие ионов кальция (Са²⁺) в технической или пластовой воде, используемой для приготовления блокирующей жидкости, а также перешедших в водную фазу при гидратации глины в присутствии гидроксил-ионов, приводит к образованию гидросиликата кальция по реакции

H₂SiO₃+Са²⁺+2OH^-=CaSiO₃·2H₂O,

являющегося связующим (цементирующим) звеном между песчаными частицами, глинистым компонентом и торфяным наполнителем (реагентом-кольматантом Полицелл Ф) блокирующей жидкости. В результате на поверхности песчаного экрана образуется прочное, армированное торфяными волокнами основание для формирования фильтрационной корки, которая не только снижает поступление дисперсионной среды блокирующей жидкости в сформированный песчаный экран и продуктивный пласт, но также за счет своей повышенной прочности препятствует механическому разрушению его потоками циркулирующих в скважине жидкостей. Блокирующая жидкость имеет низкую водоотдачу не только в результате вышеописанных процессов формирования прочной малопроницаемой фильтрационной корки, но и за счет применения натрийсодержащих реагентов для обработки глинистой суспензии, при взаимодействии которых происходит образование сложного комплекса органо-минеральных соединений, существенно увеличивающих вязкость дисперсионной среды блокирующей жидкости. С одной стороны, образуются новые высокомолекулярные соединения (ВМС), с другой - в дисперсионной среде блокирующей жидкости появляется конденсированная твердая фаза с высокой удельной поверхностью, которая совместно с торфяными частицами и волокнами стабилизирует органо-минеральный комплекс блокирующей системы, повышая его структурно-реологические характеристики: вязкость, динамическое и статическое напряжение сдвига. В таблице приведены состав и технологические параметры блокирующей жидкости.

Таблица 1 № п/п Ингредиентный состав, мас.ч. Глинистая суспензия 6%-я КМЦ-TC ПУЩР Трилон Б Полицелл Ф 1 100 0,7 4 0,3 4 2 100 0,5 3 0,2 3 3 100 0,6 4 0,2 4 4 100 0,4 2 0,1 2 5 100 0,8 5 0,4 5 Известный состав (аналог) 6 CaCl₂ NH₃ Отход про-ва ЦБК Древесная мука 12,0 Вода   34 0,1 10,0   43,9 Известный состав (прототип) 7 NaCl Полимер Робус-Г Вода 20 1,5 78,5

Продолжение таблицы   Технологические параметры № п/п ρ, кг/м³ η, мПа·с τ_о, дПа CHC_1/10, дПа В, см³/30 мин Корка, мм ΔP_блок, МПа/м ΔP_деблок, МПа/ м K_вп 1 1040 37 86 10/35 2,0 0,8 1,12 0,063 0,95 2 1035 23 49 8/17 2,6 0,5 0,85 0,046 0,97 3 1038 32 75 9/27 2,2 0,6 0,93 0,054 0,95 4 1032 15 36 7/12 4,2 0,3 0,60 0,081 0,88 5 1042 44 98 14/38 1,8 0,9 1,14 0,066 0,94 Известный состав (аналог) 6 1309 53 98 21/25 4,0 1,5 0,45 0,476 0,23 Известный состав (прототип) 7 1180 Условная вязкость 180 с 32/34 0,0 2,5 0,21 0,278 0,37

ρ - плотность, η - структурная вязкость, τ_о - динамическое напряжение сдвига; CHC_1/10 статическое напряжение сдвига определяют (на реовискозиметре «Farm 35 SA» фирмы «Baroid»); В - водоотдача, определяют на фильтр-прессе «Baroid» при перепаде давления 0,1 МПа; ΔP_блок - градиент давления блокирования; ΔP_деблок - градиент давления деблокирования; K_вп - коэффициент восстановления проницаемости песчаного керна, определяют как отношением его проницаемости после деблокирования к проницаемости до обработки блокирующей жидкостью. Указанное обусловлено следующими физико-химическими процессами, протекающими с участием реагентов, применяемых в составе блокирующей жидкости. Термосолестойкий реагент КМЦ-ТС представляет собой натриевую соль карбоксиметилцеллюлозы, модифицированную солями алюминия, что повышает устойчивость полимера к осаждающему действию катионов поливалентных металлов. Структурная формула макромолекулы КМЦ-ТС

.

Структурная формула Трилон Б - динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты

через катионы алюминия сшивает КМЦТС, образуя ВМС сложной структуры. Теоретическое строение макромолекулы этого ВМС

,

Присутствующий в составе реагента-кольматанта Полицелл-Ф, представляющего собой торфяной наполнитель, тринатрийфосфат при взаимодействии с солями поливалентных металлов, находящимися в пластовой или технической воде для приготовления блокирующей жидкости, образует тонкодисперсный осадок фосфата кальция по реакции

2Na₃PO₄·12H₂O+3CaCl₂=Са₃(РО₄)_2↓+6NaCl+12H₂O.

Эта конденсируемая твердая фаза не только повышает седиментационную устойчивость и структурно-реологические свойства блокирующей жидкости, но и прочностные характеристики фильтрационной корки на границе песчаного экрана, что в совокупности улучшает закупоривающее действие блокирующей жидкости. При этом немаловажную роль играет ПУЩР, представляющий собой смесь натриевых солей гуминовых кислот, усиливающих пептизацию глины, повышающих вязкость и тиксотропность блокирующей жидкости. Высокая щелочность ПУЩР активизирует процессы предотвращая размывание фильтрационной корки, и повышая ее эластичность за счет набухания волокон и частиц торфяного наполнителя, образующего сетчатый армирующий каркас. При этом из-за волокнистого строения торфа блокирующая жидкость отличается от известных тем, что не проникает в пласт на большую глубину даже при условии его высокой проницаемости. Это в значительной степени облегчает ее удаление из пласта при деблокировании в процессе завершения ремонтных работ и является одним из основных условий восстановления его фильтрационно-емкостных свойств (коэффициент восстановления проницаемости керна после деблокирования приведен в таблице).

Содержание в составе блокирующей жидкости КМЦ-ТС менее 0,5 мас.ч., ПУЩР - менее 3 мас.ч., Трилона Б - менее 0,2 мас.ч., а реагента-кольматанта Полицелл Ф - менее 3 мас.ч. не обеспечивает образования органо-минерального комплекса блокирующей системы с необходимыми технологическими свойствами, соответствующими реализации поставленного технического результата.

Содержание в составе блокирующей жидкости КМЦ-ТС более 0,7 мас.ч., ПУЩР - более 4 мас.ч., Трилона Б - более 0,3 мас.ч., а реагента-кольматанта Полицелл Ф - более 4 мас.ч. экономически и технологически нецелесообразно, так как существенного улучшения технологических свойств блокирующей системы при увеличении количества этих ингредиентов не происходит.

Посредством использования блокирующей жидкости указанной рецептуры в предлагаемом объеме на песчаном экране происходит формирование фильтрационной корки с повышенными прочностными свойствами, предотвращающая его разрушение суффозионными процессами. В момент окончания продавливания блокирующей жидкости определяют гидродинамическое давление в НКТ по манометру, установленному на нагнетательной линии насоса. Осуществляют технологический отстой скважины для формирования фильтрационной корки на поверхности песчаного экрана. Созданная в результате система выполняет функцию обратного клапана, т.е. тем самым предупреждает поглощение технологических жидкостей, обеспечивает сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта, возможность заполнения скважины жидкостью глушения до устья, последующего проведения ремонтных работ при постоянной репрессии, регламентированной нормативными техническими документами (Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности [Текст]: ПБ08-624-03: утв. Госгортехнадзором России 05.06.03. - Вып.4 - Сер. 08 Нормативные документы по безопасности, надзорной и разрешительной деятельности в нефтяной и газовой промышленности. - М.: НТЦ «Промышленная безопасность», 2003. - 312 с.), а при создании депрессии в скважине разрушается, что позволяет быстро и беспрепятственно освоить скважину. Закачивают в скважину по НКТ жидкость глушения до ее появления на устье. При этом регулируют устьевое давление в затрубном пространстве скважины путем стравливания газа и блокирующей жидкости, обеспечивая давление на входе в НКТ постоянным и равным ранее определенному гидродинамическому давлению. Указанное обеспечивает постоянство давления в скважине, целостность и надежность непроницаемого экрана, существенно сокращает сроки проведения способа и последующего освоения скважины с восстановлением дебита по окончании ремонтных работ.

Предлагаемая последовательность операций позволяет получить следующее: в строго заданных зонах песчаная пульпа в результате гравитационного осаждения песка в кавернах, поглощающих каналах и трещинах призабойной зоны пласта и перекрытия этих каналов в скважине от забоя до кровли продуктивного пласта существенно снижает интенсивность поглощения блокирующей жидкости, обладающей улучшенными структурно-реологическими и адгезивными и закупоривающими свойствами для создания на поверхности песчаного экрана фильтрационной корки, предотвращающей его размывание, создание необходимой репрессии на пласт заполнением скважины жидкостью глушения до устья. Сокращаются материально-технические затраты и время проведения работ, время освоения скважины и время восстановления ее дебита после ремонта за счет сохранения проницаемости пласта.

Таким образом, согласно вышесказанному, обеспечивается достижение заявляемого технического результата.

Не выявлены по имеющимся источникам известности технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявляемому техническому результату.

Заявляемый способ соответствует условию «изобретательского уровня».

Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующим примером.

Необходимо провести глушение газовой скважины в условиях катастрофических поглощений.

Исходные данные

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, d_э 152 мм Наружный диаметр эксплуатационной колонны, D_э 168 мм Диаметр скважины по долоту, D_c 215,9 мм Длина эксплуатационной колонны, L_э 427,5 м Интервал продуктивного пласта (зона перфорации), h 415,3-427,5 м Коэффициент кавернозности, К 1,21 Наружный диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ), D_нкт 73 мм Внутренний диаметр НКТ, d_нкт 62 мм Длина НКТ, L 404,6 м Статический уровень жидкости в скважине от устья при глушении   технической водой, Н_ст 70 м Пластовое давление, P_пл 3,1 МПа Площадь поперечного сечения внутритрубного   пространства НКТ, S_нкт 0,003 м²

Для формирования песчаного экрана в поглощающем интервале закачивают пульпу, содержащую кварцевый песок (фракции 0,6-1,2 мм), двумя порциями. Для определения объемов кварцевого песка в обеих порциях пульпы предварительно рассчитывают следующие значения:

Репрессию на пласт определяют по формуле

ΔP=H_ст·ρ_ж·g,

где ρ_ж - плотность жидкости-носителя, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с².

Следовательно

ΔР=70·1000·9,81=686700 Па.

Критическую скорость фильтрационного потока жидкости-носителя, при которой начинается движение частиц кварцевого песка, определяют по формуле

,

где ψ=1 - коэффициент сопротивления обтеканию частицы;

ρ_ч - плотность частицы кварцевого песка, кг/м³;

d_ч - диаметр частицы кварцевого песка, м.

Следовательно

.

Расход жидкости-носителя не превышает максимально допустимое значение, определяемое по формуле

Q_max=S_кп·υ_вит,

где S_кп - площадь поперечного сечения затрубного пространства, м².

,

.

Скорость витания частиц υ_вит определяют по формуле

,

где 5,72 - постоянная Риттингера при обтекании сферической частицы потоком с числом Рейнольдса Re>60, м^1/2/с.

Следовательно

.

Следовательно

Q_max=0,014·0,18=0,0025 м³/с.

Градиент давления, вызывающий перемещение песка в поглощающем канале прискважиной зоны пласта, определяют по формуле

gradP=(ρ_ч-ρ_ж)·g,

следовательно

gradP=(2650-1000)·9,81=16186,5 Па.

Рассчитывают объем кварцевого песка в первой порции пульпы по формуле

,

где V_п1 - объем кварцевого песка в первой порции пульпы, м³.

Следовательно

Объем кварцевого песка во второй порции пульпы определяют по формуле

где V_п2 - объем кварцевого песка во второй порции пульпы, м³;

k - проницаемость песчаного экрана, м²; для насыпной массы песка k=200·10^-12;

µ - вязкость жидкости-носителя, Па·с.

.

Определяют объем жидкости-носителя в пульпе из расчета объемного содержания песка в ней 5 объемных долей по формуле

,

где V_жн - объем жидкости-носителя,

С - содержание песка в жидкости-носителе, объемные доли.

Следовательно, объем жидкости-носителя в первой порции пульпы

.

Объем жидкости-носителя во второй порции пульпы

Определяют время технологического отстоя скважины после закачивания первой порции песка по формуле

T=L_п/υ_вит,

где Т - время технологического отстоя скважины, с;

L_п - длина НКТ, занятая пульпой, м.

,

,

L_п=8816≤404,6,

следовательно L_п=404,6.

Т=404,6/0,18=2248 с или 38 минут.

Определяют объем блокирующей жидкости V_бж

,

где m - пористость песка, m=0,34.

- объем блокирующей жидкости, отфильтрованный в песчаный экран, м³;

- объем блокирующей жидкости на адгезию к внутренней поверхности НКТ, м³.

,

где

µ - вязкость блокирующей жидкости, Па·с;

ρ_жг - плотность жидкости глушения, кг/м³;

t_б - время технологического отстоя после закачки блокирующей жидкости, с.

,

где δ - толщина адгезионного слоя блокирующей жидкости в НКТ, 0,001 м.

Следовательно

,

V_бж=0.785·1,21·0,2159²·(427,5-415,3)·0,34+0,02+0,08=0,28 м³.

В качестве блокирующей жидкости готовят 0,28 м³ состава, содержащего, мас.ч.:

Глинистая суспензия р=1030 кг/м³ 100 Термосолестойкий реагентКМЦ - ТС 0,7 ПУЩР 4 Трилон Б 0,3 Реагент-кольматант Полицелл Ф 4.

Определяют объем жидкости глушения из условия заполнения скважины до устья по формуле

.

Следовательно

.

В трубное пространство НКТ закачивают первую порцию песчаной пульпы: 1,30 м³ кварцевого песка в 24,7 м³ воды (содержание песка в пульпе 0,05 об. долей) с расходом, не превышающим 2,5 л/с.

После прокачки всего объема первой порции пульпы в НКТ останавливают закачку, проводят технологический отстой скважины в течение 38 минут.

Затем в трубное пространство НКТ последовательно закачивают вторую порцию песчаной пульпы: 0,01 м³ песка в 0,19 м³ воды (концентрация песка в пульпе 0,05 об. долей), 0,28 м³ блокирующей жидкости, которую продавливают жидкостью глушения - необработанной глинистой суспензией 6%-й концентрации плотностью 1030 кг/м³ с расходом, не превышающим 2,5 л/с на забой скважины и в прискважинную зону пласта с одновременным контролем давления на устье скважины.

В момент окончания продавливания блокирующей жидкости жидкостью глушения определяют гидродинамическое давление в НКТ. Осуществляют технологический отстой скважины в течение 1 ч. Закачивают в НКТ жидкость глушения до ее появления на устье, при этом регулируют устьевое давление в затрубном пространстве скважины путем стравливания газа и блокирующей жидкости, обеспечивая давление в НКТ постоянным и равным ранее определенному гидродинамическому давлению. Наблюдают за скважиной не менее 6 ч (Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности). По истечении 6 ч при отсутствии снижения уровня жидкости в скважине и выделения газа приступают к ремонтным работам.

Таким образом, способ глушения газовой скважины соответствует условию «новизны, изобретательского уровня и промышленной применимости», следовательно, соответствует условию «патентоспособности».

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к глушению газовых скважин при проведении капитальных ремонтов в условиях катастрофических поглощений. Обеспечивает повышение эффективности глушения газовой скважины. Сущность изобретения: способ включает блокировку интервала перфорации путем закачивания блокирующей жидкости и продавливания ее жидкостью глушения на забой скважины и в прискважинную зону пласта с одновременным контролем давления на устье скважины, стравливание газа и технологический отстой. При этом, перед закачиванием блокирующей жидкости формируют песчаный экран путем закачивания пульпы из кварцевого песка фракции 0,6-1,2 мм в жидкости-носителе двумя порциями с расходом жидкости-носителя, значение которого не превышает максимально допустимое значение, определяемое по формуле. При этом объем кварцевого песка в первой порции пульпы рассчитывают по формуле с последующим проведением после закачивания первой порции пульпы технологического отстоя скважины на время, определяемое по формуле. Объем кварцевого песка во второй порции пульпы принимают равным объему суффозионных каналов, образующихся в песчаном экране. В качестве блокирующей жидкости используют определенный состав. Объем блокирующей жидкости предварительно рассчитывают по формуле. Причем в момент окончания продавливания блокирующей жидкости определяют гидродинамическое давление в насосно-компрессорных трубах - НКТ. После этого осуществляют технологический отстой скважины. Последующее закачивание жидкости глушения в скважину проводят по НКТ до ее появления на устье. При этом регулируют устьевое давление в затрубном пространстве скважины путем стравливания газа и блокирующей жидкости, обеспечивая давление на входе в НКТ постоянным и равным ранее определенному гидродинамическому давлению. 1 табл.

Способ глушения газовой скважины, включающий блокировку интервала перфорации путем закачивания блокирующей жидкости с предварительно определенным значением объема в насосно-компрессорные трубы - НКТ и продавливания ее жидкостью глушения на забой скважины и в прискважинную зону пласта с одновременным контролем давления на устье скважины, последующее закачивание жидкости глушения в скважину, стравливание газа и технологический отстой, отличающийся тем, что дополнительно перед закачиванием блокирующей жидкости формируют песчаный экран путем закачивания в НКТ пульпы из кварцевого песка фракции 0,6-1,2 мм в жидкости-носителе двумя порциями с расходом жидкости-носителя, значение которого не превышает максимально допустимое значение, определяемое по формуле:
Q_max=S_кп·υ_вит,
где Q_max - максимально допустимый расход жидкости-носителя, м³/с;
S_кп - площадь поперечного сечения затрубного пространства, м²;
υ_вит - скорость витания частиц кварцевого песка, м/с,
при этом объем кварцевого песка в первой порции пульпы рассчитывают по формуле:

где V_п1 - объем кварцевого песка в первой порции пульпы, м³;
K - коэффициент кавернозности скважины в продуктивном интервале;
D_c - диаметр скважины, м;
h - интервал продуктивного пласта от забоя до кровли, м;
ΔР - репрессия на пласт, Па;
Q - расход жидкости-носителя, м³/с;
υ_крс - критическая скорость фильтрационного потока жидкости-носителя, при которой начинается движение частиц кварцевого песка, м/с;
gradP - градиент давления, вызывающий перемещение кварцевого песка в поглощающем канале прискважинной зоны пласта, Па/м,
с последующим проведением после закачивания первой порции пульпы технологического отстоя скважины на время Т, определяемое по формуле:
Т=L/υ_вит,
где Т - время технологического отстоя скважины после закачивания первой порции пульпы, с;
L - длина НКТ, м,
а объем кварцевого песка во второй порции пульпы принимают равным объему суффозионных каналов, образующихся в песчаном экране, после закачки первой порции пульпы, определяемому по формуле:

где k - коэффициент проницаемости песчаного экрана, м²,
µ - вязкость жидкости-носителя, Па·с,
а в качестве блокирующей жидкости используют состав, содержащий, мас.ч.:
Глинистая суспензия 6%-й концентрации 100 Термосолестойкий реагент КМЦ - ТС 0,5-0,7 Порошкообразный углещелочной реагент - ПУЩР 3-4 Динатриевая соль этилендиамин-N,N,N',N'-   тетрауксусной кислоты, 2-водная-Трилон Б 0,2-0,3 Реагент-кольматант Полицелл Ф 3-4,

в объеме V_бж, предварительно рассчитанном по формуле:

где V_бж - объем блокирующей жидкости, м³;
m - пористость песка песчаного экрана;
V_бжф - объем блокирующей жидкости, отфильтрованный в песчаный экран, м³;
V_бжа - объем блокирующей жидкости на адгезию к внутренней поверхности НКТ, м³,
причем в момент окончания продавливания блокирующей жидкости определяют гидродинамическое давление в НКТ, после чего осуществляют технологический отстой скважины, а последующее закачивание жидкости глушения в скважину проводят по НКТ до ее появления на устье, при этом регулируют устьевое давление в затрубном пространстве скважины путем стравливания газа и блокирующей жидкости, обеспечивая давление на входе в НКТ постоянным и равным ранее определенному гидродинамическому давлению.