Способ глушения эксплуатационной скважины

Реферат

 

Использование: изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к глушению эксплуатационных скважин при выполнении ремонтных работ. Сущность изобретения: в насосно-компрессорные трубы закачивают вязкоупругий состав, закрывают насосно-компрессорные трубы. Затем осуществляют закачку вязкоупругого состава в затрубное пространство, закрывают затрубное пространство. Далее производят технологическую выдержку до стабилизации давления на устье скважины. После этого ведут закачку жидкости глушения в объеме скважины через затрубное пространство. При этом давление закачки вязкоупругого состава определяют из условия: где Р3 - давление закачки вязкоупругого состава, МПа; Рпл - пластовое давление, МПа; Рг - гидростатическое давление столба закачиваемого вязкоупругого состава, МПа; 1 - плотность закачиваемого вязкоупругого состава при нормальных условиях, кг/м3; 2 - плотность газированного вязкоупругого состава при нормальных условиях, кг/м3. Использование изобретения позволяет получить технологический результат, выражающийся в повышении эффективности глушения эксплуатационной скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к способу глушения эксплуатационной скважины.

Известен способ глушения скважины путем закачки жидкости глушения [1] Недостатком этого способа является неэффективность.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ глушения эксплуатационной скважины, включающий закачку в затрубное пространство вязкоупругого состава и жидкости глушения, принятый за прототип [2] Недостатком этого способа является невысокая эффективность.

Целью изобретения является повышение эффективности глушения эксплуатационной скважины.

Это достигается тем, что в способе глушения эксплуатационной скважины, включающем закачку в затрубное пространство вязкоупругого состава и жидкости глушения, до закачки в затрубное пространство вязкоупругого состава производят закачку вязкоупругого состава в насосно-компрессорные трубы, в объеме насосно-компрессорных труб закрывают насосно-компрессорные трубы, после закачки вязкоупругого состава в затрубное пространство закрывают затрубное пространство, производят технологическую выдержку до стабилизации давления на устье скважины, при этом объем закачки вязкоупругого состава в затрубное пространство равен объему затрубного пространства, а жидкость глушения закачивают через затрубное пространство в объеме скважины, причем давление закачки вязкоупругого состава определяют из условия: Pз>Pпл-Pг+2,3lgPг где Рпл. пластовое давление, МПа; Рr гидростатическое давление столба закачиваемого вязкоупругого состава, МПа; 1 плотность закачиваемого вязкоупругого состава при нормальных условиях, кг/м3; 2 плотность газированного вязкоупругого состава при нормальных условиях, кг/м3.

В процессе эксплуатации подземное обоpудование эксплуатационных скважин может выйти из строя, и возникает необходимость в подземном или капитальном ремонте. Для проведения ремонта необходимо заглушить скважину, чтобы скважина не проявляла нефтью, газом или водой.

Наибольшие сложности при глушении эксплуатационной скважины возникают при проявлениях газа. Присутствие в стволе скважины свободного газа может быть связано с: поступлением газа из газовой шапки; поступлением газа из соседних скважин при негерметичности обсадной колонны в результате заколонных перетоков; газлифтной эксплуатацией скважины, когда газ закачивается в скважину с целью лифтирования скважинной жидкости; выделением газа, растворенного в нефти, при падении давления ниже давления насыщения в призабойной зоне или стволе скважины.

При газопроявлениях возникает опасность выбросов.

В способе по прототипу в скважину закачивают вязкоупругий состав (ВУС) в объеме, равном объему 15-20 м скважины. В таком объеме ВУСа газ, находящийся в скважине, не может полностью раствориться, растворяется только его малая часть. Поэтому при дальнейшей закачке жидкости глушения газ начинает проникать в жидкость глушения. Структурно-механические свойства жидкости глушения таковы, что газ не может в ней равномерно раствориться.

При этом образуется неоднородный поток жидкости, в котором слои жидкости чередуются с "пачками" газа. Присутствие "пачек" свободного газа создает опасность выброса, снижает гидростатическое давление столба жидкости, т.е. не представляется возможным создать противодавление на пласт, чтобы прекратить приток в скважину пластового флюида. Таким образом скважину не удается заглушить.

В предлагаемом изобретении газ, находящийся в скважине, растворяется в закачиваемом ВУСе. Причем ВУС закачивается в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) и затрубного пространства для того, чтобы весь газ, находящийся в скважине, равномерно растворился в ВУСе. При этом образуется однородный поток жидкости. Однородные структуры эффективно заменяются одна другой, поэтому газированный однородный ВУС без осложнения вытесняется жидкостью глушения.

Согласно изобретению сначала осуществляется закачка ВУСа в НКТ. Это производится для того, чтобы разобщить НКТ и затрубное пространство. При этом при последующей закачке ВУСа в затрубное пространство возникает возможность создания в затрубном пространстве давления для задавливания ВУСа в негерметичности обсадной колонны. Это позволяет ликвидировать заколонные проявления.

После закачки ВУСа в скважину необходимо произвести технологическую выдержку для того, чтобы газ, находящийся в скважине, равномерно растворился в ВУСе до образования однородной структуры. Об этом судят по прекращению изменения давления на устье скважины. Как только давление на устье скважины стабилизируется, переходят к удалению газированного ВУСа из скважины путем закачки жидкости глушения необходимой плотности. Жидкость глушения должна иметь такую плотность, чтобы обеспечить превышение гидростатического давления над пластовым на 5% и более. Закачку жидкости глушения производят через затрубное пространство в объеме НКТ и затрубного пространства для полного удаления из скважины газированного ВУСа, создания необходимого гидростатического давления на продуктивный пласт, предотвращающего поступление пластового флюида в скважину, и дальнейшего проведения подземного или капитального ремонта скважины.

Для того, чтобы во время закачки ВУСа не происходил приток флюида из пласта в скважину, необходимо, чтобы пластовое давление уравновешивалось гидростатическим давлением столба закачиваемого ВУСа. Однако газ, находящийся в скважине, растворяясь в вязкоупругом составе, снижает его плотность, а следовательно, уменьшится гидростатическое давление столба ВУСа. Уменьшение гидростатического давления столба ВУСа можно определить по формуле Стронга-Уайта: P 2,3lgPг где 1 плотность закачиваемого вязкоупругого состава при нормальных условиях, кг/м3; 2 плотность газированного вязкоупругого состава при нормальных условиях, кг/м3; Рг гидростатическое давление столба закачиваемого вязкоупругого состава, МПа.

Поэтому для закачки вязкоупругого состава в насосно-компрессорные трубы необходимо соблюдать условие: Р3 > Рпл Pг + P (1) где Р3 давление закачки ВУСа, МПа; Рпл пластовое давление, МПа.

С другой стороны, давление закачки не должно превышать давление опрессовки обсадной колонны, чтобы избежать осложнения, связанные с разрывом колонны и заколонными перетоками.

Способ осуществляется следующим образом. Закачивают вязкоупругий состав в насосно-компрессорные трубы до их полного заполнения. При этом обеспечивается разобщение трубного и затрубного пространства и растворение в вязкоупругом составе газа, находящегося в насосно-компрессорных трубах.

После заполнения ВУСом внутреннего пространства НКТ его закрывают. Затем осуществляют закачку вязкоупругого состава в затрубное пространство для растворения газа, находящегося в затрубном пространстве. Закачку ведут при давлении, выбранном в соответствии с условиями формулы (1). При этом давление закачки должно быть ниже давления опрессовки обсадной колонны. Заполнив полный объем затрубного пространства, закрывают затрубное пространство и производят технологическую выдержку. Технологическая выдержка необходима для того, чтобы газ находящийся в скважине растворился в вязкоупругом составе. Во время технологической выдержки наблюдают за изменением давления на устье скважины как в НКТ, так и в затрубном пространстве до стабилизации давления.

После этого производят закачку жидкости глушения через затрубное пространство в объеме НКТ и затрубного пространства.

П р и м е р 1. Газлифтная скважина N 2151 (куст 11) Самотлорского месторождения ДАООТ "Нижневартовскнефть" имеет: искусственный забой на глубине 1880 м; глубину расположения интервала перфорации 1840 м; диаметр НКТ 73 мм; глубину спуска НКТ 1780 м; диаметр обсадной колонны 168 мм; давление опрессовки обсадной колонны 14,0 МПа; пластовое давление 19,5 МПа.

Для проведения капитального ремонта скважину необходимо заглушить. Для этого согласно предлагаемому изобретению в скважину закачали 6,5 м3вязкоупругого состава в (объем НКТ 5,0 м3 плюс объем скважины от конца НКТ до интервала перфорации 1,5 м3). В качестве вязкоупругого состава был выбран состав со следующим соотношением компонентов, полиакриламид (ПАА) 1; карбоксилсульфатспиртовая барда (КССБ) 1,5; бихромат натрия 0,2; вода остальное.

Плотность приготовленного и закачиваемого вязкоупругого состава 1= 1050 кг/м3; плотность газированного вязкоупругого состава 2 400 кг/м3.

Гидростатическое давление столба закачиваемого вязкоупругого состава от устья скважины до интервала перфорации Pг=19,3 МПа.

Снижение гидростатического давления за счет насыщения вязкоупругого состава газом составило: P 2,3lgPг= 2,31,3 4,9 МПа Тогда давление на устье скважины, при котором необходимо вести закачку вязкоупругого состава, должно быть Pз>Pпл-Pг+2,3lgPг= 19,5-19,3+4,9 5,1 МПа Закачку вязкоупругого состава вели под давлением на устье Р3 12,0 МПа. Далее закрыли НКТ и начали закачку того же вязкоупругого состава в затрубное пространство. Вязкоупругого состава закачали в объеме затрубного пространства, т. е. 30 м3. Закачку производили при давлении 13,0 МПа, что меньше давления опрессовки обсадной колонны. Затем закрыли затрубное пространство. После этого произвели технологическую выдержку. При этом, как показали манометры, на устье скважины давление в НКТ и в затрубном пространстве сначала снизилось до 10 МПа. Через 16 ч давление на устье скважины прекратило снижаться и установилось на уровне 8,5 МПа. Далее через затрубное пространство начали закачку жидкости глушения. В качестве жидкости глушения был выбран соляной раствор плотностью 1100 кг/м3. Соляного раствора закачали 35,3 м3, т.е. в объеме затрубного пространства и НТК. Через 24 ч после закачки давление на устье скважины установилось равным нулю и не изменялось в течение недели, что свидетельствовало о полном глушении скважины и служило основанием для начала проведения капитального ремонта.

П р и м е р 2. Согласно прототипу в скважину с характеристиками, приведенными в примере 1, через затрубное пространство закачали вязкоупругий состав в объеме 20 м затрубного пространства, что составило 0,5 м3. Вязкоупругий состав был выбран, как в примере 1. После этого для продавки ВУСа до башмака НКТ в затрубное пространство закачали 24,6 м3жидкости глушения. В качестве жидкости глушения был выбран соляной раствор плотностью 1180 кг/м3. Далее закрыли затрубное пространство. Затем через НКТ закачали ВУС в объеме 20 м НКТ плюс объем скважины от башмака до интервала перфорации 1,5 м3. Для продавки ВУСа в пласт в НКТ закачали 6,8 м3 жидкости глушения. В качестве жидкости глушения использовали соляной раствор плотностью 1180 кг/м3. Через 24 ч измеряли давление на устье скважины. Оно составило 0,6 МПа, и в дальнейшем при открытом устье давление продолжало держаться на этом уровне в течение 2 сут. а скважина проявляла нефтью с газом. Это позволило сделать вывод о том, что скважина не заглушена.

На основании результатов применения способа можно сделать вывод, что предлагаемое изобретение позволит эффективно глушить эксплуатационные скважины.

Формула изобретения

СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ СКВАЖИНЫ, включающий закачку в затрубное пространство вязкоупругого состава и жидкости глушения, отличающийся тем, что до закачки затрубное пространство вязкоупругого состава производят закачку вязкоупругого состава в насосно-компрессорные трубы в объеме насосно-компрессорных труб, закрывают нососно-компрессорные трубы, а после закачки вязкоупругого состава в затрубное пространство, закрывают затрубное пространство, производят технологическую выдержку до стабилизации давления на устье скважины, при этом объем закачки вязкоупругого состава в затрубное пространство равен объему затрубного пространства, а жидкость глушения закачивают через затрубное пространство в объеме скважины, причем давление закачки вязкоупругого состава определяют из условия: где P3 - давление закачки вязкоупругого состава, МПА; Pпл - пластовое давление, МПа; Pг - гидростатическое давление столба закачиваемого вязкоупругого состава, МПа; 1 - плотность закачиваемого вязкоупругого состава при нормальных условиях, кг/м3; 2 - плотность газированного вязкоупругого состава при нормальных условиях, кг/м3.