Способ глушения газовой скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению пакерующих газовых скважин перед проведением капитального ремонта скважин в условиях аномально низких пластовых давлений - АНПД и высокой проницаемости пласта. В способе глушения газовой скважины, включающем блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по колонне насосно-компрессорных труб блокирующего состава и последующего закачивания в скважину жидкости глушения, после продавливания в прискважинную зону пласта блокирующего состава в затрубное надпакерное пространство осуществляют закачивание жидкости глушения, оставляют скважину на технологическую выстойку с периодическим стравливанием оставшейся на забое скважины газовой шапки, в качестве блокирующего состава используют раствор, содержащий, мас.%: хлористый натрий 10,0-20,0, полимер Робус Г 1,0-1,5, вода остальное, в качестве жидкости глушения - раствор с плотностью меньшей плотности блокирующего состава, содержащий, мас.%: хлористый натрий 6,0-20,0, ПКР 6, вода остальное. Технический результат - повышение надежности глушения пакерующих газовых скважин в условиях АНПД и высокой проницаемости пласта.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению пакерующих газовых скважин перед проведением капитального ремонта скважин (КРС) в условиях АНПД и высокой проницаемости пласта.

В процессе глушения пакерующих газовых скважин заполнение затрубного надпакерного пространства скважины жидкостью глушения осуществляется через циркуляционный клапан. В процессе длительной эксплуатации скважин, как показывает опыт разработки Медвежьего, Уренгойского и Ямбургского месторождений, открыть циркуляционный клапан практически невозможно. Такие скважины, особенно с просроченным межремонтным периодом, глушатся путем подачи технологических растворов в трубное пространство скважины (в «лоб»). Чтобы исключить отрицательное воздействие остающегося в затрубном надпакерном пространстве скважины газа, его выталкивающего усилия, технологические растворы продавливаются в глубь пласта, а газ стравливается на факел. Тем самым происходит необратимое загрязнение продуктивного пласта, усложняется процесс освоения скважин, увеличивается время выхода скважины на технологический режим. В тоже время остается довольно большая вероятность выброса колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) из скважины и возникновения открытого фонтана и пожара из-за резкого снижения уровня жидкости глушения в стволе скважины в момент срыва пакера.

Известен способ глушения газовой скважины в условиях АНПД, включающий блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по колонне насосно-компрессорных труб блокирующего состава и последующего закачивания в скважину жидкости глушения [RU 2188308 С1, МПК⁷ Е21В 43/12, опубл. 2002.08.27].

Недостатком этого способа глушения газовых скважин является невозможность надежно заглушить скважину, так как в затрубном надпакерном пространстве после закачивания блокирующего раствора и жидкости глушения остается газ, который в процессе ремонта скважины может выбросить из скважины жидкость глушения и колонну насосно-компрессорных труб. Это может привести к открытому фонтану и пожару на устье скважины. Кроме того, применение в качестве блокирующего материала тампонажного раствора загрязняет продуктивный пласт и затрудняет последующее освоение скважины, так как перед вызовом притока газа из пласта необходимо разбурить блокирующий состав.

Известен способ глушения скважины в условиях аномально низких пластовых давлений - АНПД, включающий блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по колонне насосно-компрессорных труб блокирующего состава и последующего закачивания в скважину жидкости глушения [RU 2255209 С1, МПК⁷ Е21В 43/12, опубл. 2002.08.27].

Недостатком этого способа глушения газовых скважин является невозможность надежно заглушить скважину, так как в затрубном надпакерном пространстве после закачивания блокирующего раствора и жидкости глушения остается газ, который в процессе ремонта скважины может выбросить из скважины жидкость глушения и колонну насосно-компрессорных труб. Это может привести к открытому фонтану и пожару на устье скважины. Кроме того, применение в качестве жидкости глушения солевого раствора загрязняет продуктивный пласт, а использование в составе блокирующего материала минерального наполнителя, например карбоната кальция, затрудняет последующее освоение скважины, так как перед вызовом притока газа из пласта необходимо проводить кислотную обработку пласта.

Задача при создании изобретения заключается в разработке способа глушения пакерующих газовых скважин, исключающего загрязнение продуктивного пласта и устраняющего условия возникновения открытого фонтана и пожара.

Технический результат предлагаемого изобретения состоит в повышении надежности глушения пакерующих газовых скважин в условиях АНПД и высокой проницаемости пласта.

Поставленная задача и технический результат достигается тем, что в известном способе глушения газовой скважины, оборудованной эксплуатационной колонной, колонной насосно-компрессорных труб - НКТ и пакером, включающем блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по колонне насосно-компрессорных труб блокирующего состава и последующего закачивания в скважину жидкости глушения, в отличие от прототипа, дополнительно после продавливания в прискважинную зону пласта блокирующего состава жидкостью глушения в затрубное надпакерное пространство осуществляют закачивание жидкости глушения, после чего оставляют скважину на технологическую выстойку с периодическим стравливанием оставшейся на забое скважины газовой шапки, в качестве блокирующего состава используют раствор, содержащий, мас.%: хлористый натрий 10-20, полимер Робус-Г 1,0-1,5, вода остальное, а в качестве жидкости глушения - раствор с плотностью, меньшей плотности блокирующего состава, содержащий, мас.%: хлористый натрий 6-20, ПКР 6, вода остальное.

Способ осуществляется следующим образом.

Первоначально в пакерующую скважину по колонне НКТ подают газ и оттесняют скопившуюся на забое скважины пластовую воду в продуктивный пласт.

На завершающей стадии разработки месторождений в условиях АНПД практически во всех скважинах на забоях присутствует пластовая вода. Столб жидкости на забое скважины порой достигает нескольких метров и самозадавливает скважину вплоть до прекращения добычи газа. Продавливание пластовой воды в пласт делается для исключения смешивания пластовой воды с блокирующим составом.

После этого в скважину по колонне НКТ закачивают блокирующий состав и продавливают его на забой и, при необходимости, в прискважинную зону пласта жидкостью глушения. Объем блокирующего состава определяют с учетом высоты интервала перфорации, наличия каверн в прискважинной зоне пласта, исходя из необходимости перекрытия им интервала перфорации, заполнения имеющихся каверн и продавливания его в пласт на глубину порядка 0,5 м.

В качестве блокирующего состава используют полимерный раствор - полимера Робус Г, а в качестве жидкости глушения используют полимерный состав с плотностью, меньшей плотности блокирующего раствора - полимер-коллоидного раствора - ПКР по ТУ 9172-003-35944370-01, представляющего собой порошок полимера К.К.Робус, производства г.Краснодар.

После продавливания в прискважинную зону пласта блокирующего состава в затрубное надпакерное пространство закачивают жидкость глушения.

Далее оставляют скважину на технологическую выстойку не менее 12 часов. По мере роста давления (до 1 МПа) в трубном и затрубном пространствах скважины периодически стравливают скапливающиеся газовые шапки, в том числе из подпакерного затрубного пространства скважины. При снижении уровня доливают скважину жидкостью глушения.

Трубное пространство скважины соединено с факельной линией, оборудованной 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 газовых скважин Ямбургского месторождения, диаметр штуцера должен быть не более 10-12 мм.

Пример осуществления способа.

В скважину глубиной (Н) 1200 м, оборудованную эксплуатационной колонной диаметром 219 мм (с внутренним диаметром D 201,1 мм) и пакером (с глубиной установки L 800 м), по колонне НКТ диаметром 168 мм (с внутренним диаметром d 150,3 мм) подают газ в объеме НКТ и каверн (r=0,5), оттесняют скопившуюся на забое скважины пластовую воду в продуктивный пласт толщиной (h) 60 м.

Готовят необходимые объемы блокирующего состава и жидкости глушения.

Объем закачиваемого в скважину газа V_г определим по формуле:

V_г=π·d²·H/4=3,14·0,1503²·0,5·1200/4=10,6 м³.

Объем закачиваемого в скважину блокирующего состава V_б определим по формуле:

V_б=π·r²·h=3,14·0,5²·60=47,1 м³.

Объем закачиваемой в скважину жидкости глушения V_{ж т} определим по формуле:

V_{ж т}=π·d²·H/4=3,14·0,1503²·1200/4=21,2 м³.

Объем закачиваемой в затрубное надпакерное пространство скважину жидкости глушения V_{ж зт} определим по формуле:

V_{ж зт}=π·L·(D²-d²)/4=3,14·800·(0,2011²-0,1503²)/4=12.6 м³.

После этого в скважину по колонне НКТ закачивают блокирующий состав и продавливают его на забой и в прискважинную зону пласта жидкостью глушения. Продавливание блокирующего состава прекращают при возрастании давления закачивания на 2-3 МПа.

В качестве блокирующего состава используют раствор следующего состава, мас.%: хлористый натрий 20, полимер Робус-Г (производитель - ЗАО «Робус», ТУ 9172-003-35944370-01) 1,5, вода 78,5, с плотностью 1180 кг/м³, условной вязкостью 180 с, фильтрацией 0 см³/30 мин, СНС 32,4/33,6 дПа, рН 6,5.

В качестве жидкости глушения используют раствор следующего состава, мас.%: хлористый натрий 6, ПКР (полимер-коллоидный раствор - порошок полимера К.К.Робус - (производитель ЗАО «Робус», ТУ 9172-003-35944370-01, г.Краснодар) 6, вода 88, с плотностью 1140 кг/м³, условной вязкостью 30-40 с, фильтрацией 3 см³/30 мин, СНС 3/6 дПа, рН 6,5.

После продавливания в прискважинную зону пласта блокирующего состава в затрубное надпакерное пространство закачивают жидкость глушения с аналогичными характеристиками.

Далее оставляют скважину на технологическую выстойку на 12 часов. По мере роста давления в трубном и затрубном пространствах скважины (до 1 МПа) периодически стравливают скапливающиеся газовые шапки, в том числе из подпакерного затрубного пространства скважины. При снижении уровня жидкости глушения, определяемой с помощью эхолота «СУДОС-мини 2», доливают скважину до устья, но не более 3-5 м³.

Использование предлагаемого изобретения позволит сократить продолжительность и повысить эффективность глушения пакерующих газовых скважин в условиях АНПД или высокопроницаемых пластов, устранить резкое снижение уровня жидкости глушения в скважине, снизить вероятность возникновения открытых газовых фонтанов и пожаров.

Способ глушения газовой скважины, оборудованной эксплуатационной колонной, колонной насосно-компрессорных труб и пакером, включающий блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по колонне насосно-компрессорных труб блокирующего состава и последующего закачивания в скважину жидкости глушения, отличающийся тем, что дополнительно после продавливания в прискважинную зону пласта блокирующего состава в затрубное надпакерное пространство закачивают жидкость глушения, после чего оставляют скважину на технологическую выстойку с периодическим стравливанием оставшейся на забое скважины газовой шапки, в качестве блокирующего состава используют раствор, содержащий, мас.%: хлористый натрий - 10,0-20,0, полимер Робус-Г - 1,0-1,5, вода - остальное, а в качестве жидкости глушения - раствор с плотностью меньшей плотности блокирующего состава, содержащий, мас.%: хлористый натрий - 6,0-20,0, ПКР - 6,0, вода - остальное.