Способ промывки песчаной пробки и предотвращения пескования в обводняющейся скважине в условиях подъема газоводяного контакта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к промывке песчаных пробок и предотвращению пескования. Способ включает монтаж колтюбинговой установки, установку противовыбросового оборудования и насосного оборудования, приготовление промывочной пенообразующей жидкости, промывку скважины в зоне образования песчаной пробки до забоя скважины, определение геофизическими методами положения газоводяного контакта, закачку в интервал перфорации водоизолирующей композиции, образующей водоизоляционный экран, оттесняющий пластовые воды. Далее в скважину заливают тампонажный раствор до уровня на 20 м выше текущего газоводяного контакта, перекрывают нижние отверстия интервала перфорации. После затвердевания тампонажного раствора через верхние отверстия интервала перфорации закачивают герметизирующий состав. После окончания периода затвердения герметизирующего состава обрабатывают прискважинную зону пласта кислотным раствором и осваивают скважину. Повышается эффективность удаления пробки в условиях низкого пластового давления, устраняются причины появления песка. 6 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к промывке песчаных пробок и предотвращению пескования в обводняющихся за счет подъема газоводяного контакта к забою газовых и газоконденсатных скважинах в условиях низких пластовых давлений при их ремонте с применением гибких труб.

Известно, что появление песка на забое газовых и газоконденсатных скважин обусловлено различными причинами, связанными в основном с механическими свойствами продуктивного пласта. При падении пластового давления в процессе разработки месторождений природного газа и газового конденсата происходит подъем газоводяного контакта и связанное с этим интенсивное обводнение газовых и газоконденсатных скважин. Движение пластовых вод из продуктивного пласта к забою газовой или газоконденсатной скважины, связанное с общим подъемом газоводяного контакта при снижении пластового давления в процессе разработки месторождения, влечет за собой ускорение процессов разрушения продуктивного пласта и выноса песка на забой газовой или газоконденсатной скважины, образования там песчаной пробки, которая перекрывает интервал перфорации газовой или газоконденсатной скважины и препятствует движению газа и газового конденсата на дневную поверхность, вплоть до полного прекращения добычи из газовой или газоконденсатной скважины. Для нормальной эксплуатации газовой или газоконденсатной скважины песчаную пробку следует удалить, изолировать приток пластовых вод и устранить пескование скважины. В практике ремонтных работ широко применяются способы удаления песчаных пробок путем промывки скважин [Амиров А.Д. и др. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин // М.: Недра, 1975. - С.216-220; RU 2114983 C1, E21B 37/00, 1998]. В последние годы все большее распространение получают способы промывки песчаных пробок с помощью гибкой трубы колтюбинговой установки; см., например, Вайшток С.М. и др. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб // М.: Изд-во Академии горных наук, 1999. - С.145-154]. Однако чем ниже пластовое давление, тем труднее осуществить промывку и удаление этой пробки из скважины без повторного загрязнения продуктивного пласта промывочными растворами и пенными системами. Кроме того, если не устранить причину появления песка в газовой или газоконденсатной скважине, песчаные пробки будут вновь и вновь образовываться.

Известен способ промывки песчаной пробки и предотвращения пескования в обводняющейся скважине в условиях подъема газоводяного контакта, включающий монтаж колтюбинговой установки, установку противовыбросового и насосного оборудования, эжектора, спуск в скважину гибкой трубы, приготовление промывочной пенообразующей жидкости и промывку скважины в зоне образования песчаной пробки [Вайшток С.М. и др. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб // М.: Изд-во Академии горных наук, 1999. - С.145-154].

Недостатком этого способа является то, что он не приспособлен для применения в обводняющихся газовых и газоконденсатных скважинах с низкими пластовыми давлениями, в частности, при ремонте обводняющихся газовых и газоконденсатных скважин, расположенных в зонах многолетнемерзлых пород. Он не обеспечивает устранение причин появления песка на забое скважины.

Известен способ промывки песчаной пробки и предотвращения пескования в обводняющейся скважине в условиях подъема газоводяного контакта, включающий монтаж колтюбинговой установки, установку противовыбросового и насосного оборудования, эжектора, спуск в скважину гибкой трубы, приготовление промывочной пенообразующей жидкости и промывку скважины в зоне образования песчаной пробки [RU 2188304 C1, E21B 37/00, 19/22, 2002].

Недостатком этого способа является то, что он не приспособлен для применения в обводняющихся газовых и газоконденсатных скважинах с низкими пластовыми давлениями, в частности, при ремонте обводняющихся газовых и газоконденсатных скважин, расположенных в зонах многолетнемерзлых пород. Он не обеспечивает устранение причин появления песка на забое скважины.

Задача, стоящая при создании изобретения, направлена на обеспечение условий для удаления песчаной пробки в обводняющихся газовых и газоконденсатных скважинах с низкими пластовыми давлениями, в частности, при ремонте газовых и газоконденсатных скважин, расположенных в зонах многолетнемерзлых пород, а также на устранение причин появления песка на забое.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в эффективности удаления песчаной пробки и закрепления призабойной зоны пласта в обводняющихся за счет подъема газоводяного контакта к забою газовых и газоконденсатных скважинах в условиях низких пластовых давлений.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе промывки песчаной пробки и предотвращения пескования в обводняющейся скважине, включающем монтаж колтюбинговой установки, установку противовыбросового и насосного оборудования, приготовление промывочной пенообразующей жидкости и промывку скважины в зоне образования песчаной пробки, в отличие от прототипа, после промывки песчаной пробки до забоя скважины определяют геофизическими методами текущее положение газоводяного контакта и закачивают в интервал перфорации водоизолирующую композицию, например состав на основе поливинилового спирта, образующую водоизоляционный экран, оттесняющий воду от забоя вглубь пласта по радиусу, заливают в скважину тампонажный раствор до уровня на 20 м выше текущего газоводяного контакта, перекрывая нижние отверстия интервала перфорации, после затвердевания тампонажного материала через верхние отверстия интервала перфорации закачивают герметизирующий состав, например полиакриломидную смолу, закрепляющий скелет прискважинной зоны пласта, и после окончания периода затвердения герметизирующего состава обрабатывают прискважинную зону пласта, например, пенокислотным составом и осваивают скважину.

На фиг.1 представлена схема осуществления способа в процессе промывки песчаной пробки при спущенной гибкой трубе в кровлю песчаной пробки, на фиг.2 - то же, в процессе промывки песчаной пробки при спущенной гибкой трубе до забоя скважины, на фиг.3 - то же, в процессе оттеснения пластовых вод от забоя и установки водоизолирующего экрана закачиванием водоизолирующей композиции, на фиг.4 - то же, в процессе установки цементного моста на забое скважины, на фиг.5 - то же, в процессе закрепления призабойной зоны пласта закачиванием герметизирующего состава, на фиг.6 - то же, в процессе кислотной обработки призабойной зоны пласта.

Способ осуществляется следующим образом.

На устье ремонтируемой скважины 1 монтируют противовыбросовое оборудование 2, инжектор 3, направляющий желоб 4, размещают колтюбинговую установку 5, бустерную установку 6, насосные установки 7, 8, 9, 10, газовый сепаратор 11 и эжектор 12. Обвязывают ремонтируемую скважину 1, колтюбинговую установку 5, бустерную установку 6, насосные установки 7, 8, 9, 10, газовый сепаратор 11, эжектор 12 и соседнюю скважину 13 трубопроводами 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23.

Спускают в ремонтируемую скважину 1 во внутреннюю полость лифтовой колонны 24 гибкую трубу 25 до кровли песчаной пробки 26. Готовят промывочную пенообразующую жидкость и газ высокого давления.

Промывочную пенообразующую жидкость готовят путем смешивания технической воды, одноатомного спирта и поверхностно-активного вещества (ПАВ), например смесь неионогенных и катионоактивных ПАВ: дисольвана или ОП-10 (неонол водорастворимый).

Газ высокого давления готовят следующим образом. Первоначально газ низкого давления от соседней скважины 13 по трубопроводу 14 подают в бустерную установку 6, одновременно в нее из первой насосной установки 7 по трубопроводу 15 подают техническую воду (в зимнее время - метанольную воду).

В бустерной установке 6 газ и техническая вода смешиваются, образуя газожидкостную смесь. Газожидкостная смесь в бустерной установке 6 компримируется до давления, превышающего текущее пластовое давление. После этого газожидкостную смесь высокого давления подают по трубопроводу 16 в газовый сепаратор 11. Здесь происходит разделение газожидкостной смеси на жидкую и газовую среды. Жидкость (жидкую среду) из газового сепаратора 11 по трубопроводу 17 вновь направляют в первую насосную установку 7, а газ высокого давления подают по трубопроводу 18 на эжектор 12. Одновременно на эжектор 12 по трубопроводу 19 подают пенообразующую жидкость от второй насосной установки 8, подогретую до температуры 50-60°С с помощью передвижной пароподогревательной установки 27.

После образования в эжекторе 12 от смешивания газа высокого давления и пенообразующей жидкости пенной системы высокого давления закачивают ее через трубопровод 20 во внутреннюю полость гибкой трубы 25 и осуществляют промывку песчаной пробки 26 до забоя 28 ремонтируемой скважины 1.

После промывки песчаной пробки 26 геофизическими методами определяют текущее положение газоводяного контакта 29.

После этого в интервал перфорации 30 через кольцевое пространство между гибкой трубой 25 и лифтовой колонной 24 и затрубное пространство ремонтируемой скважины 1 от насосной установки 9 по трубопроводам 23 и 21 закачивают водоизолирующую композицию, например состав на основе поливинилового спирта, образующую водоизоляционный экран 31, оттесняющий пластовые воды от забоя 28 вглубь пласта 32 по радиусу.

Затем заливают в скважину через гибкую трубу 25 с помощью насосной установки 10 по трубопроводам 22 и 21 тампонажный раствор и устанавливают цементный мост 33, перекрывающий нижние отверстия интервала перфорации на 20 м выше текущего газоводяного контакта 29. При необходимости тампонажный раствор продавливают в призабойную зону под давлением с целью докрепления водоизоляционного экрана 31. Удаляют излишки тампонажного раствора созданием циркуляции в гибкой трубе 25 и кольцевом пространстве между гибкой трубой 25 и лифтовой колонной 24.

После затвердевания тампонажного раствора, слагающего цементный мост 33, закачивают через верхние отверстия интервал перфорации 30 в пласт 32 герметизирующий состав 34, например полиакриломидную смолу, закрепляющий прискважинную зону пласта 32. Закачивание герметизирующего состава 34 осуществляют через затрубное и кольцевое пространства скважины от насосной установки 10 по трубопроводам 22 и 21.

После окончания периода затвердения герметизирующего состава 34 обрабатывают прискважинную зону пласта 32 кислотным раствором 35, например пенокислотным составом, и осваивают скважину. Закачивание пенокислотного состава в скважину осуществляют через гибкую трубу 5 от насосной установки 9 по трубопроводам 23 и 21.

Пример конкретного выполнения способа.

На скважину доставили колтюбинговую, бустерную и насосные установки, газовый сепаратор, эжектор и другое необходимое оборудование, трубы, материалы и химические реагенты. Вокруг устья скважины в радиусе 25 м расчистили площадку, на которую установили доставленные на скважину технику и оборудование. С устья ремонтируемой скважины демонтировали промысловую площадку. Закрыли буферную задвижку на фонтанной арматуре ремонтируемой скважины и, снизив давление в отсеченной части фонтанной арматуры до величины атмосферного давления, смонтировали на буферную задвижку фонтанной арматуры через переводник противовыбросовое оборудование, инжектор и направляющий желоб. После этого в ремонтируемую скважину во внутреннюю полость лифтовой колонны спустили гибкую трубу, оборудованную гидромониторной насадкой. При этом спуск гибкой трубы до глубины на 10 м выше кровли песчаной пробки осуществляли со скоростью 0,1 м/с, а затем скорость спуска снизили до 0,001 м/с. Спуск гибкой трубы осуществляли при открытой задвижке на факельной линии и горящем факеле.

Приготовление промывочной пенообразующей жидкости вели следующим образом. В отдельную емкость залили 300 кг дисольвана и 7,5 м³ технической воды. Смесь подогрели до температуры 60°С и перемешали по схеме «емкость-насос-емкость». Во избежание пенообразования и перелива пены из емкости при контакте с воздухом напорный шланг опустили на дно емкости. В специальную емкость залили 7 м³ одноатомного спирта, затем туда ввели 12 м³ технической воды и перемешали до получения водоспиртового раствора. Полученный водоспиртовый раствор подогрели до температуры 20°С открытым паром от передвижной пароподогревательной установки и ввели в него полученный ранее водный раствор дисольвана.

Приготовление газа высокого давления вели следующим образом. Первоначально газ низкого давления (20 кгс/см²) от соседней скважины подали в бустерную установку, одновременно в нее из первой насосной установки подали техническую воду. В бустерной установке газ и техническая вода смешались, образовав газожидкостную смесь. Газожидкостная смесь в бустерной установке скомпримировалась до давления, превышающего текущее пластовое давление (70-90 кгс/см²). После этого газожидкостную смесь высокого давления подали в газовый сепаратор. Здесь произошло разделение газожидкостной смеси на жидкую и газовую среды. Жидкость из газового сепаратора вновь направили в первую насосную установку, а газ высокого давления (70-90 кгс/см²) подали на эжектор. Одновременно на эжектор подали пенообразующую жидкость от второй насосной установки, подогретую до температуры 60°С с помощью передвижной пароподогревательной установки.

После образования в эжекторе от смешивания газа высокого давления и пенообразующей жидкости пенной системы высокого давления закачали ее во внутреннюю полость гибкой трубы и осуществили промывку песчаной пробки до забоя скважины.

Частицы разрушаемой песчаной пробки выносились на дневную поверхность через кольцевое пространство между гибкой трубой и лифтовой колонной, а после достижения гибкой трубы башмака лифтовой колонны - дополнительно через затрубное пространство скважины между лифтовой колонной и стенкой скважины.

При проведении операции промывки песчаной пробки подачу гибкой трубы вели со скоростью 0,001 м/с, не превышая величину осевой нагрузки на гидромониторную насадку более 30-50 кН.

Геофизическими методами определили текущее положение газоводяного контакта. Газоводяной контакт оказался выше нижних отверстий интервала перфорации на 10 м, при общем интервале перфорации в 75 м.

Приготовление водоизолирующей композиции вели следующим образом. Сначала в чанке насосной установки приготовили водный раствор поливинилового спирта 5% концентрации. Затем в приготовленный раствор добавили алюмосиликатные микросферы, которые составили 2,5% от веса ранее приготовленного раствора, и смесь тщательно перемешали. В отдельную емкость закачали гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость в объеме, равном объему водного раствора поливинилового спирта.

Водоизолирующую композицию закачали в скважину с помощью третьей насосной установки в следующей последовательности. Вначале закачали водный раствор поливинилового спирта с алюмосиликатными микросферами через кольцевое пространство между гибкой трубой и лифтовой колонной и через затрубное пространство скважины. После этого закачали в качестве буферной жидкости 0,2 м³ газового конденсата, а затем - гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость и следом за ней - продавочную жидкость, в качестве которой использовали пенообразующий раствор высокого давления. Продавливание водоизолирующей композиции проводили через гибкую трубу, кольцевое и затрубное пространства скважины. Скважину оставили на технологическую выстойку на 24 часа с целью полимерализации водоизолирующей композиции и создания в пласте водоизоляционного экрана.

Приготовление тампонажного раствора вели следующим образом. Вначале в бункер смесительной машины (не показано) засыпали сухой портландцемент ПТЦ-20(0)-50, затем к нему засыпали добавки (гидрокарбоалюминатную добавку, гипс и пластификатор С-1). Сухую смесь тщательно перемешали. Для получения более качественной смеси провели двойное перезатаривание смеси из одной смесительной машины в другую. После получения необходимой композиции провели затворение смеси водой в водосмесительном соотношении 0,5 с помощью четвертой насосной установки и смесительной машины (не показано). Получили тампонажный раствор с параметрами: плотность - 1650 кг/м³; вязкость - 50 с, срок схватывания - 10 ч.

Тампонажный раствор закачали в скважину через гибкую трубу в интервал на 30 м выше нижних отверстий интервала перфорации или на 20 м выше текущего положения газоводяного контакта, предварительно закачав в нее стабильный газовый конденсат для замедления срока схватывания тампонажного раствора. Продавили тампонажный раствор в скважину и частично в пласт, освободив гибкую трубу от тампонажного раствора. Приподняли башмак гибкой трубы на 1 м выше головы цементного моста, провели срез головы цементного моста стабильным газовым конденсатом и оставили скважину на период ожидания затвердения цемента (48 час).

Приготовление герметизирующего состава вели следующим образом. В полиакриломидную смолу ввели отвердитель (параформ с добавлением карбоната аммония в кристаллическом виде) в соотношении 80:10:10, все компоненты перемешали до равномерного распределения их во всем объеме. После этого без промедления в скважину через затрубное и кольцевое пространства скважины и через верхние отверстия интервала перфорации (45 м) закачали 0,2 м³ газового конденсата в качестве буферной жидкости, а затем - подогретый до температуры плюс 60°С с помощью передвижной пароподогревательной установки герметизирующий состав и следом за ним - продавочную жидкость, в качестве которой использовали пенообразующую жидкость высокого давления. Закачивание герметизирующего состава проводили с помощью четвертой насосной установки, что более надежно с точки зрения предупреждения преждевременного затвердевания герметизирующей композиции в насосной установке, нежели с помощью третьей насосной установки. После завершения продавливания герметизирующего состава тщательно промыли гибкую трубу и другое технологическое оборудование от остатков герметизирующего состава.

После затвердения герметизирующего состава в пласте прискважинную зону обработали пенокислотным составом. Закачивание пенокислотного состава в скважину осуществляли через гибкую трубу от третьей насосной установки.

После завершения обработки прискважинной зоны пласта гибкую трубу опустили до кровли оставленной на забое песчаной пробки и осуществили вынос технологических растворов, находящихся в скважине, на дневную поверхность и вызов притока газа из пласта.

Предлагаемый способ обеспечивает разрушение и вынос песчаной пробки из обводняющейся газовой или газоконденсатной скважины в условиях низких пластовых давлений, способствует оттеснению пластовых вод от забоя скважины вглубь пласта и созданию водоизолирующего экрана, обеспечивает отсечение обводнившейся части ствола от части ствола, свободной от пластовой воды, путем установки цементного моста, позволяет предотвратить разрушение призабойной зоны пласта путем ее закрепления и очистить пласт от продуктов реакции, снижает вероятность повторного загрязнения призабойной зоны пласта, повышает эффективность и надежность проведения работ, сокращает их продолжительность и стоимость, обеспечивает минимальные затраты на последующее освоение ремонтируемой скважины за счет более плавного запуска скважины в работу.

Способ промывки песчаной пробки и предотвращения пескования в обводняющейся скважине в условиях подъема газоводяного контакта, включающий монтаж колтюбинговой установки, установку противовыбросового и насосного оборудования, приготовление промывочной пенообразующей жидкости и промывку скважины в зоне образования песчаной пробки, отличающийся тем, что после промывки песчаной пробки до забоя скважины определяют геофизическими методами текущее положение газоводяного контакта и закачивают в интервал перфорации водоизолирующую композицию, например состав на основе поливинилового спирта, образующую водоизоляционный экран, оттесняющий пластовые воды от забоя вглубь пласта по радиусу, заливают в скважину тампонажный раствор до уровня на 20 м выше текущего газоводяного контакта, перекрывая нижние отверстия интервала перфорации, после затвердевания тампонажного раствора через верхние отверстия интервала перфорации закачивают герметизирующий состав, например полиакриломидную смолу, закрепляющий прискважинную зону пласта, и после окончания периода затвердения герметизирующего состава обрабатывают прискважинную зону пласта кислотным раствором, например пенокислотным составом, и осваивают скважину.