Способ глушения пакерующей газовой скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению газовых и газоконденсатных скважин, оборудованных по пакерной схеме, перед проведением капитального ремонта скважин, в частности скважин, вскрывших продуктивный пласт большой толщины, или скважин, вскрывших одновременно несколько пластов. Обеспечивает повышение надежности глушения газовых и газоконденсатных пакерующих скважин. Сущность изобретения: способ включает спуск в скважину гибкой трубы и закачивание через нее в трубное пространство скважины жидкости глушения в объеме лифтовой колонны с одновременным стравливанием газа через вновь образованное кольцевое пространство между лифтовой колонной и спущенной в нее гибкой трубой на факельную линию. Закрывают внутреннюю полость гибкой трубы и последовательно закачивают в кольцевое пространство блокирующий раствор, из расчета заполнения им всего интервала перфорации, и жидкость глушения, объем которой равен объему кольцевого пространства плюс объем блокирующего раствора. Продавливают блокирующий раствор в призабойную зону пласта. Извлекают из скважины гибкую трубу. Открывают циркуляционный клапан, например с помощью канатной техники, и через него заполняют затрубное пространство скважины жидкостью глушения. Оставляют скважину на технологическую выстойку. Стравливают скопившиеся в процессе технологической выстойки газовые шапки из трубного и затрубного пространств скважины, выравнивают плотности жидкости глушения в трубном и затрубном пространствах скважины путем создания циркуляции через открытый циркуляционный клапан. В случае вскрытия скважиной пласта большой толщины или нескольких пластов гибкую трубу спускают до нижних отверстий интервала перфорации, а блокирующий раствор продавливается в пласт при одновременном подъеме гибкой трубы в интервале перфорации.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению газовых и газоконденсатных пакерующих скважин, то есть в составе лифтовой колонны имеется пакер, циркуляционный клапан и другое внутрисважинное оборудование, перед проведением капитального ремонта скважин (КРС), в частности скважин, вскрывших продуктивный пласт большой толщины, или скважин, вскрывших одновременно несколько пластов.

Известен способ глушения газовых скважин, включающий последовательное закачивание в призабойную зону блокирующего раствора и жидкости глушения [SU 1146308 А, МПК⁴ C09K 7/06, опубл. 23.03.85].

Недостатком этого способа глушения газовых скважин является невозможность растворить (связать) весь свободный газ, находящийся в скважине, блокирующим раствором, что снижает эффективность глушения. Кроме того, в случае, если башмак лифтовой колонны будет размещаться над интервалом перфорации, как это имеет место в скважинах, вскрывших продуктивный пласт большой толщины, или в скважинах, вскрывших одновременно несколько пластов, продавить блокирующий раствор в весь интервал перфорации проблематично. Блокирующий раствор пойдет в наиболее проницаемую часть пласта и после его продавливания в призабойную зону в этом интервале жидкость глушения будет циркулировать над оставшейся частью блокирующего раствора, не продавливая его в призабойную зону пласта, то есть продуктивный пласт будет заблокирован не полностью. Это может привести к неконтролируемому притоку газа из пласта и даже к открытому фонтану. Если же затрубное пространство скважины будет перекрыто пакером, то закачивание блокирующего раствора и жидкости глушения через затрубное пространство, а тем более циркуляция жидкости глушения в трубном и затрубном пространстве невозможны.

Задача предлагаемого изобретения состоит в разработке способа глушения газовых и газоконденсатных пакерующих скважин, в том числе вскрывших продуктивный пласт большой толщины или вскрывших одновременно несколько пластов, а также при использовании быстросхватывающих или высоковязких блокирующих растворов или растворов, имеющих большое содержание твердой фазы, особенно больших размеров.

Технический результат при создании изобретения заключается в повышении надежности глушения газовых и газоконденсатных пакерующих скважин.

Поставленная задача и технический результат достигается тем, что в способе глушения скважины, включающем закачивание в призабойную зону блокирующего раствора и жидкости глушения в скважину спускают гибкую трубу, через нее в трубное пространство скважины закачивают жидкость глушения в объеме лифтовой колонны с одновременным стравливанием газа через вновь образованное кольцевое пространство между лифтовой колонной и спущенной в нее гибкой трубой на факельную линию, закрывают внутреннюю полость гибкой трубы, последовательно закачивают в кольцевое пространство блокирующий раствор, из расчета заполнения им всего интервала перфорации, и жидкость глушения, объем которой равен объему кольцевого пространства плюс объему блокирующего раствора, продавливают блокирующий раствор в призабойную зону пласта, извлекают из скважины гибкую трубу, открывают циркуляционный клапан, например с помощью канатной техники, и через него заполняют затрубное пространство скважины жидкостью глушения, оставляют скважину на технологическую выстойку, стравливают скопившиеся в процессе технологической выстойки газовые шапки из трубного и затрубного пространств скважины, выравнивают плотности жидкости глушения в трубном и затрубном пространствах скважины путем создания циркуляции через открытый циркуляционный клапан. В случае вскрытия скважиной пласта большой толщины или нескольких пластов гибкую трубу спускают до нижних отверстий интервала перфорации, а блокирующий раствор продавливается в пласт при одновременном подъеме гибкой трубы в интервале перфорации.

Способ реализуется следующим образом.

Первоначально в пакерующую скважину спускают гибкую трубу. Через нее в трубное пространство скважины закачивают жидкость глушения в объеме лифтовой колонны с одновременным стравливанием газа через вновь образованное кольцевое пространство между лифтовой колонной и спущенной в нее гибкой трубой на факельную линию, оборудованную штуцером, диаметр которого обеспечивает необходимое противодавление и плавность протекания технологических процессов, не приводя к условию возникновения открытого газового фонтана. Диаметр штуцера указывается в плане работ, например, для условий газоконденсатных скважин Ямбургского месторождения, диаметр штуцера должен быть не более 9-10 мм, для газовых скважин - не более 10-12 мм.

Затем закрывают внутреннюю полость гибкой трубы и последовательно закачивают в кольцевое пространство блокирующий раствор, из расчета заполнения им всего интервала перфорации, и жидкость глушения, объем которой равен объему кольцевого пространства плюс объему блокирующего раствора. Продавливают блокирующий раствор в призабойную зону пласта. Извлекают из скважины гибкую трубу.

Жидкость глушения и блокирующий раствор выбирают исходя их геолого-промысловых условий, так, например, в качестве жидкости глушения можно использовать жидкости как на водной основе, так и на углеводородной, а в качестве блокирующего раствора - рассолы или электролиты.

В случае вскрытия скважиной продуктивного пласта большой толщины или одновременно нескольких пластов гибкую трубу доспускают до нижних отверстий интервала перфорации. После этого через гибкую трубу закачивают в скважину жидкость глушения и продавливают ею блокирующий раствор в призабойную зону пласта с одновременным подъемом башмака гибкой трубы относительно интервала перфорации и с поддержанием противодавления в кольцевом пространстве. Плавный подъем гибкой трубы обеспечивает равномерное продавливание блокирующего раствора в весь интервал перфорации, обеспечивая тем самым надежное блокирование всей толщины пласта или всех пластов.

После продавливания блокирующего раствора в призабойную зону пласта приподнимают гибкую трубу над интервалом перфорации и промывают скважину для выравнивания параметров жидкости глушения по всему стволу путем создания циркуляции во внутренней полости гибкой трубы и кольцевом пространстве скважины.

После этого из скважины извлекают гибкую трубу колтюбинговой установки при продолжении циркуляции жидкости глушения в скважине.

После этого открывают циркуляционный клапан, например с помощью канатной техники, и через него заполняют затрубное пространство скважины жидкостью глушения. Оставляют скважину на технологическую выстойку в течение не менее 12 часов. Стравливают скопившиеся в процессе технологической выстойки газовые шапки из трубного и затрубного пространств скважины. Затем выравнивают плотности жидкости глушения в трубном и затрубном пространствах скважины путем создания циркуляции через открытый циркуляционный клапан в течение двух циклов, предусмотрев возможность долива жидкости глушения в затрубное пространство скважины.

Устьевое давление в трубном пространстве скважины должно быть таким, чтобы забойное давление в процессе заполнения скважины жидкостью глушения не превысило пластовое давление более чем на:

- 10% для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1,5 МПа;

- 5% для скважин глубиной 1200 м и более, но не более 3,0 МПа.

Значение устьевого давления в затрубном пространстве в процессе заполнения затрубного пространства жидкостью глушения необходимо устанавливать исходя из соотношения:

где Р_узт (t) - давление на устье скважины в затрубном пространстве, МПа;

Р_ст - статическое давление на устье скважины, МПа;

ρ - плотность жидкости глушения, кг/м³;

V_зак - производительность насосной установки, м³/с;

t - время от начала закачивания жидкости глушения в затрубное пространство скважины, с;

S_мтр - площадь кольцевого пространства между гибкой трубой и лифтовой колонной, м².

В случае невозможности открытия циркуляционного клапана заполнение затрубного пространства жидкостью глушения следует проводить непосредственно через затрубное пространство скважины. Циркуляцию в скважине проводить после приведения пакера в транспортное положение.

Использование предлагаемого изобретения позволит сократить продолжительность и повысить эффективность глушения пакерующих скважин, особенно в скважинах, вскрывших продуктивный пласт большой толщины или вскрывших несколько пластов, а также при использовании быстросхватывающих или высоковязких блокирующих растворов или растворов, имеющих большое содержание твердой фазы, особенно больших размеров.

Способ глушения пакерующей скважины, оборудованной лифтовой колонной и циркуляционным клапаном, включающий закачивание в призабойную зону блокирующего раствора и жидкости глушения, отличающийся тем, что в скважину спускают гибкую трубу, через нее в трубное пространство скважины закачивают жидкость глушения в объеме лифтовой колонны с одновременным стравливанием газа через вновь образованное кольцевое пространство между лифтовой колонной и спущенной в нее гибкой трубой на факельную линию, закрывают внутреннюю полость гибкой трубы, последовательно закачивают в кольцевое пространство блокирующий раствор, из расчета заполнения им всего интервала перфорации, и жидкость глушения, объем которой равен объему кольцевого пространства плюс объему блокирующего раствора, продавливают блокирующий раствор в призабойную зону пласта с одновременным подъемом гибкой трубы в интервале перфорации и с поддержанием противодавления во внутренней полости гибкой трубы, извлекают из скважины гибкую трубу, открывают циркуляционный клапан и через него заполняют затрубное пространство скважины жидкостью глушения, оставляют скважину на технологическую выстойку, стравливают скопившиеся в процессе технологической выстойки газовые шапки из трубного и затрубного пространств скважины, выравнивают плотности жидкости глушения в трубном и затрубном пространствах скважины путем создания циркуляции через открытый циркуляционный клапан.