Способ глушения пакерующей скважины в условиях аномально-низких пластовых давлений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению газовых и газоконденсатных пакерующих скважин, то есть имеющих в составе лифтовой колонны пакер, циркуляционный клапан и другое внутрискважинное оборудование, перед проведением капитального ремонта скважин, в частности скважин, вскрывших продуктивный пласт большой толщины, или скважин, вскрывших одновременно несколько пластов, в условиях аномально низких пластовых давлений или высокопроницаемых пластов. Обеспечивает повышение надежности глушения газовых и газоконденсатных пакерующих скважин. Сущность изобретения: способ включает спуск в скважину до нижних отверстий перфорации гибкой трубы, первоначальное 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. Последовательно закачивают через гибкую трубу блокирующий раствор, из расчета заполнения им всего интервала перфорации и жидкости глушения, объем которой равен объему гибкой трубы плюс объему блокирующего раствора. Продавливают блокирующий раствор в призабойную зону пласта с одновременным подъемом гибкой трубы в интервале перфорации и с поддержанием противодавления в кольцевом пространстве. Извлекают из скважины гибкую трубу, открывают циркуляционный клапан, например с помощью канатной техники, и через него заполняют затрубное пространство скважины над пакером жидкостью глушения. Оставляют скважину на технологическую выдержку, стравливают скопившиеся в процессе технологической выстойки газовых шапок из трубного и затрубного пространств скважины. Выравнивают плотность жидкости глушения в трубном и затрубном пространствах скважины путем создания циркуляции через открытый циркуляционный клапан.

 

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

Известен способ глушения газовых скважин, включающий последовательное закачивание в призабойную зону блокирующего раствора и жидкости глушения [SU 1146308 А, МПК⁴ С09К 7/06, опубл. 23.03.85].

Недостатком этого способа глушения газовых и газоконденсатных 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 будет стремиться проникнуть в наиболее проницаемую часть пласта. После этого продавливающая его жидкость глушения будет циркулировать над оставшейся частью блокирующего раствора, не продавливая оставшуюся часть блокирующего раствора в призабойную зону пласта, то есть продуктивный пласт будет заблокирован не полностью. Это может привести к не контролируемому 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 не сильно вязких и не быстро схватывающих блокирующих растворов или растворов с замедлителями этих реакций.

Технический результат при создании изобретения заключается в повышении надежности глушения газовых и газоконденсатных пакерующих скважин в условиях АНПД или в условиях высокопроницаемых пластов.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе глушения скважины, включающем закачивание в призабойную зону блокирующего раствора и жидкости глушения, в отличие от прототипа в скважину до нижних отверстий перфорации спускают гибкую трубу, через нее в трубное пространство скважины первоначально 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, последовательно закачивают через гибкую трубу блокирующий раствор, из расчета заполнения им всего интервала перфорации, и жидкость глушения, объем которой равен объему гибкой трубы плюс объему блокирующего раствора, продавливают блокирующий раствор в призабойную зону пласта с одновременным подъемом гибкой трубы в интервале перфорации и с поддержанием противодавления в кольцевом пространстве, извлекают из скважины гибкую трубу, открывают циркуляционный клапан, например с помощью канатной техники, и через него заполняют затрубное пространство скважины над пакером 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.

Способ реализуется следующим образом.

Первоначально в пакерующую скважину до нижних отверстий перфорации спускают гибкую трубу, через нее в трубное пространство скважины вначале 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 последовательно закачивают через гибкую трубу блокирующий раствор, из расчета заполнения им всего интервала перфорации, и жидкость глушения, объем которой равен объему гибкой трубы плюс объему блокирующего раствора. В случае, если уровень жидкости глушения в кольцевом пространстве ниже устья в кольцевое пространство дополнительно закачивают жидкость глушения.

Продавливают блокирующий раствор в призабойную зону пласта с одновременным подъемом гибкой трубы в интервале 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.

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.

Открывают циркуляционный клапан, размещенный над пакером, например, с помощью канатной техники, и через него заполняют затрубное пространство скважины над пакером 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. Выравнивают плотности жидкости глушения в трубном и затрубном пространствах скважины путем создания циркуляции через открытый циркуляционный клапан в течение двух циклов, предусмотрев возможность при необходимости 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_узm(t) - давление на устье скважины в затрубном пространстве, МПа;

Р_cm - 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 проводится простой заливкой этой жидкости непосредственно через затрубное пространство скважины. Циркуляция в скважине в этом случае проводится после приведения пакера в транспортное положение.

Использование предлагаемого изобретения позволит сократить продолжительность и повысить эффективность глушения пакерующих скважин в условиях АНПД или высокопроницаемых пластов, особенно в скважинах, вскрывших продуктивный пласт большой толщины или вскрывших несколько пластов, а также при использовании не сильно вязких и не быстро схватывающих блокирующих растворов или растворов с замедлителями этих реакций.

Способ глушения пакерующей скважины в условиях аномально-низкого пластового давления, включающий закачивание в призабойную зону блокирующего раствора и жидкости глушения, отличающийся тем, что в скважину до нижних отверстий перфорации спускают гибкую трубу, через нее в трубное пространство скважины первоначально 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, последовательно закачивают через гибкую трубу блокирующий раствор, из расчета заполнения им всего интервала перфорации, и жидкость глушения, объем которой равен объему гибкой трубы плюс объему блокирующего раствора, продавливают блокирующий раствор в призабойную зону пласта с одновременным подъемом гибкой трубы в интервале перфорации и с поддержанием противодавления в кольцевом пространстве, извлекают из скважины гибкую трубу, открывают циркуляционный клапан, например с помощью канатной техники, и через него заполняют затрубное пространство скважины над пакером 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.