Способ "вниигаза" глушения скважины с аномально низким пластовым давлением

Способ "вниигаза" глушения скважины с аномально низким пластовым давлением

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано при глушении скважин при проведении подземного и капитального ремонта при аномально низких пластовых давлениях и высокой проницаемости пласта в эксплуатируемом продуктивном горизонте добывающих скважин.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ глушения газовой скважины, включающий блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины по колонне насосно-компрессорных труб при закрытом на устье скважины межтрубном пространстве, образованном колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной, сначала блокирующего состава в объеме, необходимом для перекрытия зоны интервала перфорации, затем порции задавочной жидкости из заранее рассчитанного ее объема, удельная плотность которой ниже удельной плотности блокирующего состава, после окончания закачки блокирующего состава и задавочной жидкости отбор на устье скважины газа, замещаемого ими в колонне насосно-компрессорных труб (см. патент РФ №2188308, кл. E21B 43/12, 2002).

Недостатками известного способа являются его низкие функциональные возможности, обусловленные необходимостью использования газа высокого давления, закачиваемого в скважину в объеме колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) для доставки блокирующего состава и задавочной жидкости на забой скважины, а также невозможностью создания надежного блокирующего изоляционного экрана в зоне интервала перфорации скважины.

Техническим результатом, на достижение которого направлено данное изобретение, является расширение функциональных возможностей способа за счет исключения закачивания в скважину газа высокого давления в объеме колонны НКТ для доставки блокирующего состава и задавочной жидкости на забой скважины, а также создания надежного блокирующего изоляционного экрана в зоне интервала перфорации скважины.

Данный технический результат достигается за счет того, что в способе глушения газовой скважины, включающем блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины по колонне насосно-компрессорных труб при закрытом на устье скважины межтрубном пространстве, образованном колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной, сначала блокирующего состава в объеме, необходимом для перекрытия зоны интервала перфорации, затем порции задавочной жидкости из заранее рассчитанного ее объема, удельная плотность которой ниже удельной плотности блокирующего состава, после окончания закачки блокирующего состава и задавочной жидкости отбор на устье скважины газа, замещаемого ими в колонне насосно-компрессорных труб, согласно изобретению перед подачей блокирующего состава на забой скважины по колонне насосно-компрессорных труб закачивают дополнительную порцию задавочной жидкости из заранее рассчитанного ее объема, перекрытие зоны интервала перфорации обеспечивают на высоте относительно забоя, составляющей не менее 110% длины интервала перфорации, объемы закачиваемых порций задавочной жидкости рассчитывают таким образом, чтобы высота столба порции задавочной жидкости относительно поверхности блокирующего состава, находящейся в колонне насосно-компрессорных труб, равнялась высоте столба дополнительной порции задавочной жидкости относительно поверхности блокирующего состава, находящейся в межтрубном пространстве, перед отбором газа, замещаемого в колонне насосно-компрессорных труб, сообщают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и межтрубное пространство, при равенстве давлений в которых дополнительно с отбором газа, замещаемого в колонне насосно-компрессорных труб, ведут отбор газа из межтрубного пространства.

Сущность изобретения поясняется на фигурах 1 и 2, где на фиг.1 представлена схема закачки в скважину порций задавочной жидкости и блокирующего состава в начале реализации способа глушения газовой скважины, на фиг.2 показана схема расположения в скважине порций задавочной жидкости, а также блокирующего состава в конце реализации способа.

На фиг.1 и 2 обозначены зона 1 интервала перфорации скважины, забой 2 скважины, колонна 3 насосно-компрессорных труб (НКТ), нижняя часть 4 которой расположена вблизи зоны 1 интервала перфорации скважины, эксплуатационная колонна 5, буферная задвижка 6 колонны 3 НКТ, боковая струнная задвижка 7 колонны 3 НКТ и отсечная задвижка 8, расположенная на задавочной линии 9 колонны 3 НКТ, задвижка 10 межтрубного пространства, образованного колонной 3 НКТ и эксплуатационной колонной 5, отсечная задвижка 11, расположенная на задавочной линии 12 межтрубного пространства, задвижка 13 для выравнивания давлений в колонне 3 НКТ и межтрубном пространстве, образованном колонной 3 НКТ и эксплуатационной колонной 5, боковая манифольдная струнная задвижка 14 колонны 3 НКТ, манометр 15, показывающий давление в колонне 3 НКТ, манометр 16, показывающий давление в межтрубном пространстве, месторасположение 17 в скважине дополнительной порции задавочной жидкости в начале реализации способа, месторасположение 18 в скважине блокирующего состава в начале реализации способа, месторасположение 19 в скважине порции задавочной жидкости в начале реализации способа, месторасположение 20 блокирующего состава, образующего блокирующий изоляционный экран в скважине в зоне 1 интервала перфорации в конце реализации способа, месторасположение 21 дополнительной порции задавочной жидкости в скважине в конце реализации способа, месторасположение 22 порции задавочной жидкости в скважине в конце реализации способа, месторасположение 23 газовой шапки в колонне 3 НКТ скважины в конце реализации способа, месторасположение 24 газовой шапки в межтрубном пространстве в конце реализации способа.

На фиг.1 стрелкой показано направление закачки порций задавочной жидкости и блокирующего состава в колонну 3 НКТ, а на фиг.2 стрелкой показано направление перемещения газа из межтрубного пространства, образованного колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной, в колонну 3 НКТ.

Сущность изобретения заключается в следующем. Для проведения капитального или подземного ремонта газовой скважины, как правило, необходимо произвести ее глушение. Его проводят исходя из геолого-промысловых условий и технического состояния скважины, а также способа ее эксплуатации. Особое внимание при этом следует уделять скважинам с аномально низким пластовым давлением (АНПД), поскольку последние характеризуются аномальными условиями эксплуатации, заключающимися в том, что в этих скважинах гидростатическое давление превышает пластовое давление, а эксплуатируемый продуктивный горизонт наиболее часто имеет высокую проницаемость пласта.

Далее рассматриваем реализацию предлагаемого способа для скважин с АНПД, на которых в последующем будет проведен подземный или капитальный ремонт.

Перед осуществлением данного способа скважину с АНПД останавливают. При этом следует отметить, что перед остановкой на работающей скважине боковая струнная задвижка 7 колонны 3 НКТ, отсечная задвижка 8 на задавочной линии 9 колонны 3 НКТ, задвижка 10 межтрубного пространства и отсечная задвижка 11 на задавочной линии 12 межтрубного пространства, задвижка 13 для выравнивания давлений в колонне 3 НКТ и межтрубном пространстве остаются в закрытом состоянии, боковая манифольдная струнная задвижка 14 колонны 3 НКТ и буферная задвижка 6 трубного пространства колонны 3 НКТ находятся в открытом состоянии.

На остановленной скважине закрывают межтрубное пространство, образованное колонной 3 НКТ и эксплуатационной колонной 5. В этом случае задвижку 13 для выравнивания давлений в колонне 3 НКТ и межтрубном пространстве, задвижку 10 межтрубного пространства, задвижку 11 задавочной линии 12 межтрубного пространства оставляют в закрытом состоянии. Боковую манифольдную струнную задвижку 14 колонны 3 НКТ переводят из открытого состояния в закрытое. При этом буферная задвижка 6 колонны 3 НКТ остается в открытом состоянии.

По истечении некоторого времени, в течение которого значение давления не меняется, боковую струнную задвижку 7 колонны 3 НКТ и отсечную задвижку 8 задавочной линии 9 колонны 3 НКТ переводят в открытое состояние. После завершения операций с задвижками в скважину по задавочной линии 9 колонны 3 НКТ закачивают сначала дополнительную порцию задавочной жидкости (позиция 17 на фиг.1), затем блокирующий состав (позиция 18 на фиг.1) и после него порцию задавочной жидкости (позиция 19 на фиг.1). Объем закачиваемого блокирующего состава рассчитывают таким образом, чтобы после завершения всех работ по глушению скважины он перекрывал зону перфорации. При этом перекрытие зоны интервала перфорации обеспечивают на высоте относительно забоя, составляющей не менее 110% длины интервала перфорации. Это гарантирует надежное перекрытие интервала перфорации, что неоднократно подтверждалось на практике.

Объемы закачиваемых порций задавочной жидкости рассчитывают таким образом, чтобы высота столба порции задавочной жидкости относительно поверхности блокирующего состава, находящейся в колонне 3 НКТ, равнялась высоте столба дополнительной порции задавочной жидкости относительно поверхности блокирующего состава, находящейся в межтрубном пространстве. Затем после закачки указанных жидкостей на устье скважины сообщают колонну 3 НКТ с межтрубным пространством, образованным колонной 3 НКТ и эксплуатационной колонной 5. При этом боковая струнная задвижка 7 колонны 3 НКТ остается в открытом состоянии. Отсечную задвижку 8 задавочной линии 9 колонны 3 НКТ переводят в закрытое состояние. Задвижку 13 для выравнивания давлений, задвижку 10 межтрубного пространства переводят в открытое состояние. Отсечную задвижку 11 задавочной линии 12 межтрубного пространства оставляют в закрытом состоянии. Боковая манифольдная струнная задвижка 14 колонны 3 НКТ остается в закрытом состоянии. При этом буферная задвижка 6 колонны 3 НКТ остается в открытом состоянии.

После окончания перевода задвижек в соответствующие состояния начинается и происходит выравнивание давлений в колонне 3 НКТ и межтрубном пространстве. При этом столб из порций задавочной жидкости и блокирующего состава, закаченный в колонну 3 НКТ, продвигается за счет гравитационных сил к забою 2 скважины. По достижении этим столбом нижней части 4 колонны 3 НКТ происходит переток части закачанных жидкостей в межтрубное пространство скважины. Этот переток будет иметь место до тех пор, пока не выравняются уровни жидкостей в колонне 3 НКТ и межтрубном пространстве скважины и не произойдет стабилизация давлений в них. В конце данной операции продуктивный горизонт скважины заполняется и изолируется блокирующим составом, положение которого в скважине обозначено позицией 20 (см. фиг.2). Сверху блокирующего состава располагается дополнительная порция задавочной жидкости, положение которой в межтрубном пространстве скважины обозначено позицией 21 (см. фиг.2). При этом положение основной порции задавочной жидкости в колонне 3 НКТ обозначено позицией 22 (см. фиг.2).

О наличии блокирующего эффекта, обусловленного созданием блокирующего изоляционного экрана в скважине (см. позицию 20 на фиг.2), который перекрывает интервал перфорации, судят по стабилизации давлений в колонне 3 НКТ и описываемом выше межтрубном пространстве. Эти давления измеряют с помощью манометра 15, показывающего давление в колонне 3 НКТ, и манометра 16, показывающего давление в межтрубном пространстве. После выявления стабилизации давлений открывают отсечную задвижку 8 задавочной линии 9, и происходит стравливание газовых шапок, которые находятся в верхних частях колонны 3 НКТ и межтрубного пространства (см. позиции 23 и 24 на фиг.2). Данный процесс будет идти до момента, пока давление в колонне 3 насосно-компрессорных труб и давление в межтрубном пространстве не установятся равными атмосферному. При этом в колонне 3 НКТ и указанном выше межтрубном пространстве не должно наблюдаться снижения уровней использованных жидкостей.

После окончания реализации способа необходимо убедиться, что скважина заглушена. При этом следует иметь в виду, что скважина считается заглушенной и подготовленной к ремонту, если при сообщении колонны 3 НКТ и описываемого выше межтрубного пространства с атмосферой не наблюдается перелива жидкости или выхода газа.

После окончания ремонтных работ проводят освоение скважины, вызывая приток газа из продуктивного пласта скважины путем снижения давления столба жидкости в скважине.

Рассмотрим пример конкретной реализации способа глушения газовой скважины.

Данный способ глушения скважины был осуществлен и апробирован на месторождении Кирпичли (Республика Туркменистан) при проведении подземного ремонта скважин и смене лифтовой подвески колонны НКТ с трубами, имеющими диаметры D 114,3×7,0 мм, D 101,6×6,5 мм на трубы диаметром D 73×5,5 мм. Интервалы перфорации находились на глубине 3200-3300 м. Диаметр эксплуатационной колонны равнялся диаметру D 168,3×8,9 мм. Толщина продуктивного пласта составляла 10÷15 м. Пластовое давление имело значение 16÷18 МПа (160÷180 кг/см²). Статическое давление при остановке скважины было равно 5÷6 МПа (50÷60 кг/см²). Газоконденсатный фактор составлял 30÷35 г/м³. Дебит скважины имел значение 50÷60 тыс.м³/сут. Обводненность месторождения составляла 70%. Поглощение пласта и глубина скважины не позволяли заглушить ее традиционными способами с использованием больших объемов блокирующих составов и задавочных жидкостей, поэтому было предложено использовать данный способ.

Согласно предлагаемому способу рассчитывали объемы блокирующего состава, который по достижению забоя заполняет призабойную зону пласта и перекрывает зону интервала перфорации, обеспечивая ее высоту относительно забоя не менее 110% от длины интервала перфорации. Это гарантирует надежное перекрытие интервала перфорации, что неоднократно экспериментально подтверждалось на практике.

Объем блокирующего состава рассчитывали по формуле:

где R_э - внутренний радиус эксплуатационной колонны, мм (в нашем случае берется труба диаметром D 168,3×8,9 мм, при этом R_э равен 75,25 мм);

Н - длина интервала перфорации, который должен перекрыть блокирующий состав, м (в нашем случае она равна 15 м);

k - поправочный коэффициент, учитывающий высоту относительно забоя, обеспечивающую перекрытие зоны интервала перфорации, безразмерная величина (в нашем случае он равен 1,10);

π - отношение длины окружности к ее диаметру, безразмерная величина (принимается равным 3,14);

V¹ - объем призабойной зоны пласта, зависящий от ее приемистости, м³ (данная величина вычисляется по формуле (2)).

При этом следует отметить, что экспериментальными работами было установлено, что значение величины V¹ необходимо выбирать из соображений достижения блокирующего эффекта в призабойной зоне пласта. Это обеспечивается тем, что, как правило,

где R_э - внутренний радиус эксплуатационной колонны, мм (в нашем случае берется труба диаметром D 168,3×8,9 мм, при этом R_э равен 75,25 мм);

Н - длина интервала перфорации, которую должен заполнить блокирующий состав, м (в нашем случае она равна 15 м);

k - поправочный коэффициент, учитывающий высоту относительно забоя, обеспечивающую перекрытие зоны интервала перфорации, безразмерная величина (в нашем случае он равен 1,10);

π - отношение длины окружности к ее диаметру, безразмерная величина (принимается равным 3,14).

Тогда численное значение объема блокирующего состава V_бл.сос. с учетом указанных выше значений величин, входящих в выражения (1) и (2), равно:

V_бл.сос.=3,14·0,07525²·1,10·15+0,8·3,14·0,07525²·1,10·15=0,52 м³

Учитывая потери при трении блокирующего состава о стенки колонны НКТ и на смешение его на стыках с порциями задавочной жидкости, как это подтверждено на практике, закачиваемый расчетный объем блокирующего состава для достижения желаемого эффекта обычно увеличивают в 3-4 раза, т.е. в нашем случае для закачки будет использовано 1,5÷2,0 м³ блокирующего состава, т.е. максимально предстоит применить для глушения скважины 2,0 м³ блокирующего состава.

Объем первой (дополнительной) порции задавочной жидкости рассчитывали исходя из объема кольцевого межтрубного пространства скважины, которое вычисляли следующим образом:

где R_э - внутренний радиус эксплуатационной колонны, мм (численное значение данной величины для нашего случая приведено выше);

r_н - наружный радиус колонны НКТ, мм (в нашем случае используется труба диаметром D 114,3×7,0 мм, для которой r_н равен 57,15 мм);

h - высота столба задавочной жидкости в межтрубном пространстве, м (в нашем случае она равна 1575 м);

π - отношение длины окружности к диаметру, безразмерная величина (принимается равным 3,14).

Подставляя в выражение (3) значения приведенных выше величин, определяем расчетный объем задавочной жидкости, находящейся в межтрубном пространстве скважины:

V_{1зад.жид.}=3,14·(0,07525²-0,05715²)·1575=11,67 м³

Объем второй (основной) порции задавочной жидкости рассчитывают исходя из внутреннего объема колонны НКТ, который равен:

где r - внутренний радиус колонны НКТ, мм (в нашем случае используется труба диаметром D 114,3×7,0 мм, для которой r равен 50,15 мм);

h - высота столба порции задавочной жидкости внутри колонны НКТ, м (в нашем случае она равна 1575 м);

π - отношение длины окружности к диаметру, безразмерная величина (принимается равным 3,14).

Для нашего случая численное значение V_{2зад.жид.} с учетом выражения (4) равно:

V_{2зад.жид.}=3,14·0,05015²·1575=12,34 м³

В случае реализации данного способа порции задавочной жидкости и блокирующий состав на остановленной скважине закачивались в соответствии с последовательностью приведенных выше операций способа в колонну НКТ при закрытом затрубном пространстве с помощью цементировочного агрегата ЦА-320. При этом была обеспечена последующая доставка блокирующего состава в интервал перфорации путем сообщения колонны НКТ с межтрубным пространством за счет выравнивания давлений, что определялось с помощью манометров, показывающих значения давлений в колонне НКТ и межтрубном пространстве скважины. В конце реализации способа в колонне НКТ и межтрубном пространстве стравливались газовые шапки, после чего скважина считалась заглушенной.

Таким образом, для глушения скважины в нашем конкретном случае было использовано приблизительно 2,0 м³ блокирующего состава плотностью 1300-1400 кг/м³ и 24,0 м³ задавочной жидкости плотностью 800-1000 кг/м³, при этом следует иметь в виду, что в нашем случае общий объем колонны НКТ и межтрубного пространства скважины составлял приблизительно 49 м³. Примерно такой суммарный объем блокирующего состава и задавочной жидкости потребовался бы для глушения скважины при использовании традиционных технологий, при этом впоследствии из-за создания избыточного давления на пласт во время проведения ремонта возникли бы определенные трудности с освоением и вызовом притока газа из продуктивного пласта данной заглушенной скважины.

Использование данного изобретения расширяет функциональные возможности способа глушения газовой скважины с АНПД за счет исключения закачивания в скважину газа высокого давления в объеме колонны НКТ для доставки блокирующего состава и задавочной жидкости на забой скважины, а также создания надежного блокирующего изоляционного экрана в зоне интервала перфорации скважины.

Способ глушения газовой скважины, включающий блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины по колонне насосно-компрессорных труб при закрытом на устье скважины межтрубном пространстве, образованном колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной, сначала блокирующего состава в объеме, необходимом для перекрытия зоны интервала перфорации, затем порции задавочной жидкости из заранее рассчитанного ее объема, удельная плотность которой ниже удельной плотности блокирующего состава, после окончания закачки блокирующего состава и задавочной жидкости отбор на устье скважины газа, замещаемого ими в колонне насосно-компрессорных труб, отличающийся тем, что перед подачей блокирующего состава на забой скважины по колонне насосно-компрессорных труб закачивают дополнительную порцию задавочной жидкости из заранее рассчитанного ее объема, перекрытие зоны интервала перфорации обеспечивают на высоте относительно забоя, составляющей не менее 110% длины интервала перфорации, объемы закачиваемых порций задавочной жидкости рассчитывают таким образом, чтобы высота столба порции задавочной жидкости относительно поверхности блокирующего состава, находящейся в колонне насосно-компрессорных труб, равнялась высоте столба дополнительной порции задавочной жидкости относительно поверхности блокирующего состава, находящейся в межтрубном пространстве, перед отбором газа, замещаемого в колонне насосно-компрессорных труб, сообщают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и межтрубное пространство, при равенстве давлений в которых дополнительно с отбором газа, замещаемого в колонне насосно-компрессорных труб, ведут отбор газа из межтрубного пространства.