Способ глушения эксплуатационной скважины

Способ глушения эксплуатационной скважины

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к способу глушения эксплуатационной скважины с глубинно-насосным оборудованием для подземного ремонта скважины, и повышает эффективность глушения скважин, оборудованных глубинными насосами. Способ включает закачку вязкоупругого состава (ВУС) в насосно-компрессорные трубы (НКТ) в объеме НКТ, а в кольцевое пространство в объеме кольцевого пространства. Производят закачку жидкости глушения в кольцевое пространство. Закрывают скважину на технологическую выдержку. Закачку ВУС в НКТ и кольцевое пространство ведут через кольцевое пространство при открытых на устье НКТ, вытесняя скважинную жидкость из НКТ и кольцевого пространства на поверхность. Закачку жидкости глушения в кольцевое пространство проводят при закрытых на устье НКТ, после чего закрывают скважину на технологическую выдержку. В качестве жидкости глушения в скважину закачивают раствор кальцинированной соды, плотность которой определяют из математического выражения. Если глушится эксплуатационная скважина при аномально высоком пластовом давлении и низкой приемистостью продуктивного пласта, то необходимо после технологической выдержки заместить вязкоупругий состав в насосно-компрессорных трубах жидкостью глушения путем закачкм последней в объеме НКТ в кольцевое пространство при открытых на устье НКТ. 2 з.п.ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу глушения эксплуатационных скважин с глубинно-насосным оборудованием для подземного ремонта скважин.

Известен способ глушения эксплуатационных скважин, включающий закачку вязкоупругого состава в насосно-компрессорные трубы (НКТ) в объеме насосно-компрессорных труб, закачку вязкоупругого состава (ВУС) в кольцевое пространство скважины в объеме кольцевого пространства, закачку жидкости глушения в кольцевое пространство, закрытие скважины на технологическую выдержку.

Недостаток этого способа заключается в том, что его невозможно применять в скважинах оборудованных глубинными насосами, так как имеющийся в компоновке подземного оборудования перепускной клапан не всегда удается открыть.

Кроме того, по известному способу приходится всю жидкость скважины вытеснять под большим давлением в пласт. Согласно известному способу объем всей скважины заполняется вязкоупругим составом, что оправдывается при присутствии в стволе скважины большого количества свободного газа, связанного с негерметичностью обсадной колонны, выделением газа, растворенного в нефти и др. При газовых факторах ниже 90 м³/м³ нет необходимости использовать ВУС в объеме всей скважины.

Кроме того, для предотвращения заклинивания глубинного насоса при освоении скважины после ремонтных работ требуется дополнительная операция по спуску НКТ с воронкой в интервале перфорации и проведение промывки (прямой, обратной) для удаления из ствола скважины ВУСа.

Целью изобретения является повышение эффективности глушения скважин, оборудованных глубинными насосами.

Цель достигается тем, что в способе глушения эксплуатационной скважины, включающем закачку вязкоупругого состава в насосно-компрессорные трубы в объеме НКТ, закачку ВУСа в кольцевое пространство скважины в объеме кольцевого пространства, закачку жидкости глушения в кольцевое пространство, закрытие скважины на технологическую выдержку, закачку ВУСа в НКТ и кольцевое пространство ведут через кольцевое пространство при открытых на устье НКТ, вытесняя скважинную жидкость из НКТ и кольцевого пространства на поверхность, закачку жидкости глушения в кольцевое пространство ведут при закрытых на устье НКТ, после чего, при избыточном давлении на устье, закрывают скважину на технологическую выдержку, при этом в качестве жидкости глушения в скважину закачивают раствор кальцинированной соды.

Кроме того, плотность жидкости глушения определяют из выражения: где плотность жидкости глушения, кг/м³; Р_пл пластовое давление, кг/м²; h_нкт глубина спуска НКТ, м; g плотность вязкоупругого состава, кг/м³; t_o предельное напряжение сдвига вязкоупругого состава, кг/м²; d внутренний диаметр обсадных труб скважины, м.

Использование водного раствора кальцинированной соды позволяет к моменту завершения работ по глушению и ремонту скважины изменить реологические характеристики использованного ВУСа, в частности уменьшить предельное напряжение сдвига ВУСа и тем самым предотвратить заклинивание глубинного насоса при освоении скважины после ремонтных работ.

Если глушится эксплуатационная скважина при аномально высоком пластовом давлении и низкой приемистостью продуктивного пласта, то необходимо после технологической выдержки заменить вязкоупругий состав в насосно-компрессорных трубах жидкостью глушения путем закачки последней в объеме НКТ в кольцевое пространство при открытых на устье НКТ.

Способ осуществляется следующим образом.

В кольцевое пространство скважины при открытых на устье НКТ закачивают вязкоупругий состав в объеме НКТ и кольцевого пространства, вытесняя скважинную жидкость на поверхность. Затем в кольцевое пространство при закрытых на устье НКТ закачивают водный раствор кальцинированной соды, плотность которой определяют из указанной выше зависимости. При этом ВУС, находившийся в кольцевом пространстве, проталкивается жидкостью глушения в пространство скважины ниже глубинного насоса. Затем при закрытых НКТ скважину закрывают на технологическую выдержку (период полимеризации ВУСа) и после технологической выдержки стравливают давление из НКТ и кольцевого пространства.

Если скважина с аномально высоким пластовым давлением низкой приемистостью, то после технологической выдержки под давлением вытесняют ВУС из НКТ путем закачки в кольцевое пространство жидкости глушения при открытых НКТ.

Если объем ВУСа в кольцевом пространстве больше объема пространства скважины ниже насоса и пласт с АВПД с низкой приемистостью, то перед закачкой жидкости глушения в кольцевое пространство при закрытых НКТ удаляют часть ВУСа из кольцевого пространства путем закачки жидкости глушения в кольцевое пространство скважины при открытых НКТ.

Если пласт с АНПД и высокой приемистостью продуктивного пласта, то при закачке жидкости глушения при закрытых НКТ часть ВУСа проталкивают в пласт, а верхняя граница ВУСа в скважине находится выше перфорационных отверстий порядка 50-100 м.

Пример 1. Глушение конкретной скважины оборудованной Э-40 при аномально высоком пластовом давлении (АВПД) низкой приемистостью продуктивного пласта.

Исходные данные: диаметр обсадной колонны 168 мм с толщиной стенок 8 мм и НКТ 73 мм; интервал перфорации 1840-1850 м; глубинный насос Э-40 спущен на глубину 1200 м; газовый фактор 80 м³/м³; аномально пластовое давление 22,0 МПа; приемистость пласта порядка 100 м³/сут при Р 15,0 МПа.

Приготовили и закачали в кольцевое пространство скважины 16 м³ ВУСа при открытых задвижках на НКТ. Избыток давления на устье скважины составил порядка 4,0 МПа. Затем при открытых задвижках на НКТ закачали 5 м³ водного раствора кальцинированной соды плотностью 1200 кг/м², закрыли задвижки на НКТ и под давлением 15,0 МПа закачали еще 12,0 м³ водного раствора кальцинированной соды. В конце закачки давление на устье скважины составило 18,0 МПа. Падения давления после закачки не наблюдалось. Время технологической выдержки (период полимеризации ВУСа) составило 16 ч.

После технологической выдержки стравили давление из кольцевого пространства и НКТ и закачали при открытых задвижках на НКТ 5 м водного раствора кальцинированной соды плотностью 1200 кг/м³. После отстоя в течение 3 ч скважина прекратила "проявлять", и приступили к ремонтным работам.

После подъема неработающего насоса и спуска нового скважина была освоена в течение 24 ч.

Пример 2. Глушение эксплуатационной скважины, оборудованной Э-40, при аномально низком пластовом давлении (АНПД) и высокой приемистостью продуктивного пласта.

Исходные данные: диаметр колонны 168 мм с толщиной стенок 9 мм и НКТ 73 мм; интервал перфорации 1790-1800 м; глубинный насос спущен на глубину 1200 м; газовый фактор 80 м³/м³; пластовое давление 16,0 МПа; приемистость пласта 1000 м³/сут при Р 8,0 МПа.

Приготовили и закачали 20 м³ ВУСа при открытых задвижках на НКТ при давлении на устье скважины 4,0 МПа. Затем закрыли задвижки на НКТ и под давлением на устье скважины 5,0 МПа закачали 16 м³ раствора кальцинированной соды плотностью 1080 кг/м³.

Технологическая выдержка составила 16 ч. После технологической выдержки стравили давление из кольцевого пространства и НКТ.

Скважина заглушена.

После ремонта работ скважина освоена в течение 24 ч.

Формула изобретения

1. Способ глушения эксплуатационной скважины, включающий закачку вязкоупругого состава в насосно-компрессорные трубы в объеме насосно-компрессорных труб, закачку вязкоупругого состава в кольцевое пространство скважины в объеме насосно-компрессорных труб, закачку вязкоупругого состава в кольцевое пространство скважины в объеме кольцевого пространства, закачку жидкости глушения в кольцевое пространство скважины, закрытие скважины на технологическую выдержку, отличающийся тем, что закачку вязкоупругого состава в насосно-компрессорные трубы и в кольцевое пространство скважины ведут через кольцевое пространство при открытых на устье насосно-компрессорных трубах, вытесняя скважинную жидкость из кольцевого пространства и насосно-компрессорных труб на поверхность, закачку жидкости глушения в кольцевое пространство ведут при закрытых на устье насосно-компрессорных трубах, после чего при избыточном давлении скважину закрывают на технологическую выдержку, в качестве жидкости глушения в скважину закачивают водный раствор кальцинированной соды.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что плотность жидкости глушения определяют из выражения где S плотность жидкости глушения, кг/м³; Р_пл пластовое давление, кг/м²; h_нкт глубина спуска НКТ, м; - плотность вязкоупругого состава, кг/м³; ₀ - предельное напряжение сдвига вязкоупругого состава, кг/м³; d внутренний диаметр обсадных труб скважины, м.

3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что после технологической выдержки заменяют вязкоупругий состав в насосно-компрессорных трубах жидкостью глушения путем закачки последней в кольцевое пространство при открытых на устье насосно-компрессорных трубах.