Способ промывки проппантовой пробки в газовой или газоконденсатной скважине после завершения гидравлического разрыва пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологиям промывки проппантовых пробок большой толщины. Способ включает ступенчатый спуск гибкой трубы по мере промывки со скоростью 0,1 м/с, промывку ствола скважины и ступенчатое углубление гибкой трубы на глубину 1-3 м со скоростью 0,001 м/с с постоянной подачей аэрированной промывочной жидкости и с поддержанием 100% выхода циркуляции из скважины на каждой ступени углубления гибкой трубы. Циркуляцию на каждой ступени проводят не менее двух циклов. Поддержание минимальной разницы между давлением столба промывочной жидкости в кольцевом пространстве и давлением поглощения этой жидкости трещиной гидроразрыва осуществляют с помощью внешнего источника газообразного агента в виде компрессора и азотно-бустерной установки в комплексе с остальным оборудованием. Повышается эффективность промывки, обеспечивается контроль параметров процесса. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к промывке проппантовых пробок большой толщины в газовых и газоконденсатных скважинах после завершения гидравлического разрыва пласта (ГРП) с использованием внешнего источника газообразного агента.

Известно, что после завершения ГРП, проводимого в газовых и газоконденсатных скважинах с целью интенсификации притока, в стволе скважины остается некоторое количество проппанта, не попавшего в трещину гидроразрыва и по технологической необходимости оставляемого в стволе скважины. Опыт проведения ГРП на месторождениях Крайнего Севера показал, что нередки случаи, когда толщина оставленной в стволе скважины проппантовой пробки достигает 1000 м и более [Анализ причин обрыва гибкой трубы при промывке скважины после ГРП / В.Б.Обиднов и др. // Время колтюбинга. 2007. №2].

Очистка ствола скважины от проппанта после ГРП отличается от обычной промывки песчаной пробки, например, по [Патенту РФ №2165057, Е21В 37/00, 2001], тем, что после полного вымывания проппанта объем скважины соединяется со свежесозданным объемом трещины гидроразрыва с новыми аномальными свойствами по приемистости. А так как соединение двух несовместимых по давлению гидравлических систем может произойти непредсказуемо - очень велика вероятность возникновения катастрофического поглощения промывочной жидкости. Гидростатическое давление столба промывочной жидкости с проппантом в кольцевом пространстве между гибкой трубой (ГТ) и колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) будет значительно превышать давление поглощения и при соединении с трещиной гидроразрыва возникнет мгновенное поглощение промывочной жидкости, потеря скорости восходящего потока этой жидкости, выносящей проппант, до отрицательных значений и защемление ГТ проппантом, выпавшим из промывочной жидкости и осевшим на забое. Произойдет так называемый прихват ГТ.

В практике ремонтных работ для удаления обычных песчаных пробок широко применяются способы промывки скважины, например, [А.Д.Амиров и др. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин // М.: Недра, 1975. - С.216-220] или [Патент РФ №2114983, Е21В 37/00, 1998], в том числе с помощью ГТ, например, [С.М.Вайшток и др. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб // М.: Изд-во Академии горных наук, 1999. - С.145-154], [Патент РФ №2165057, Е 2165007, 2001 ] или [Патент РФ №2188304, Е21В 37/00, 19/22, 2002]. Однако, чем больше толщина пробки, тем сложнее осуществить промывку и удаление этой пробки из скважины.

Известен способ промывки пробки в газовой или газоконденсатной скважине, включающий спуск гибкой трубы и закачивание в скважину промывочной жидкости [С.М.Вайшток 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 предназначен для промывки проппантовой пробки после завершения ГРП в газовых или газоконденсатных скважинах, особенно при ее большой толщине.

Известен способ промывки пробки в газовой или газоконденсатной скважине, включающий спуск гибкой трубы и закачивание в скважину промывочной жидкости [Патент РФ №2188304, Е21В 37/00, 19/22, 2001].

Недостатком этого способа является то, что он не предназначен для промывки проппантовой пробки после завершения ГРП в газовых или газоконденсатных скважинах, особенно при ее большой толщине.

Известен способ промывки проппантовой пробки в газовой или газоконденсатной скважине после завершения гидравлического разрыва пласта, являющийся наиболее близким аналогом и выбранный в качестве прототипа, включающий ступенчатый спуск гибкой трубы по мере промывки и закачивание в скважину промывочной жидкости с поддержанием минимальной разницы между давлением столба промывочной жидкости в кольцевом пространстве и давлением поглощения этой жидкости трещиной гидроразрыва [Патент РФ №2310103, Е21В 47/14, 43/27, 47/12, 2007].

Недостатком этого способа является то, что он не достаточно надежно обеспечивает условия промывки проппантовой пробки большой толщины после завершения ГРП, не обеспечивает постоянный контроль за параметрами технологического процесса. Кроме того, он не обеспечивает вынос проппанта из скважины, особенно глубокой и в условиях аномально низких пластовых давлений, когда необходимо применять облегченные, а лучше аэрированные жидкости для выноса проппанта. Помимо этого, не обеспечение условия 100% выхода циркуляции из скважины на каждой ступени, то есть выхода всей закачиваемой жидкости без ее поглощения трещиной разрыва, может привести к прихвату гибкой трубы.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности промывки и эффективности удаления пробки после завершения ГРП в газовых и газоконденсатных скважинах, особенно при ее большой толщине.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в обеспечении условий промывки проппантовой пробки большой толщины после завершения ГРП при обязательном и постоянном контроле за параметрами технологического процесса.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе промывки проппантовой пробки в газовой или газоконденсатной скважине после завершения гидравлического разрыва пласта, включающем ступенчатый спуск гибкой трубы по мере промывки и закачивание в скважину промывочной жидкости с поддержанием минимальной разницы между давлением столба промывочной жидкости в кольцевом пространстве и давлением поглощения этой жидкости трещиной гидроразрыва, в отличие от прототипа спуск гибкой трубы до головы проппантовой пробки проводят со скоростью 0,1 м/с, после этого осуществляют промывку ствола скважины и ступенчатое углубление гибкой трубы на глубину 1-3 м со скоростью 0,001 м/с с постоянной подачей аэрированной промывочной жидкости и с поддержанием 100% выхода циркуляции из скважины на каждой ступени углубления гибкой трубы, при этом циркуляцию на каждой ступени проводят не менее двух циклов, а поддержание минимальной разницы между давлением столба промывочной жидкости в кольцевом пространстве и давлением поглощения этой жидкости трещиной гидроразрыва осуществляется с помощью внешнего источника газообразного агента, например компрессора и азотно-бустерной установки в комплексе с остальным оборудованием.

На чертеже представлена схема реализации способа промывки проппантовой пробки большой толщины после завершения ГРП в газовой или газоконденсатной скважине.

Способ реализуется следующим образом.

На устье ремонтируемой скважины 1 монтируют противовыбросовое оборудование 2, инжектор 3, направляющий желоб 4, размещают колтюбинговую установку 5, азотно-бустерную установку 6, две насосные установки 7, 8, газовый сепаратор 9, компрессор 10 и эжектор 11.

Спускают в ремонтируемую скважину 1 после завершения ГРП во внутреннюю полость колонны НКТ 12 гибкую трубу 13 с постоянной промывкой до кровли проппантовой пробки 14. Спуск ГТ 13 до головы проппантовой пробки 14 проводят со скоростью 0,1 м/с. При такой скорости обеспечивается безопасное движение гибкой трубы по трубному пространству колонны НКТ, особенно в наклонно направленных скважинах, характерных для месторождений Западной Сибири, в частности Ямбургского месторождения.

После достижения ГТ 13 головы проппантовой пробки 14 осуществляют промывку ствола скважины и ступенчатое углубление ГТ 13 на глубину 1-3 м со скоростью 0,001 м/с с постоянной подачей аэрированной промывочной жидкости и с поддержанием 100% выхода циркуляции из скважины на каждой ступени углубления ГТ 13, то есть выхода всей закачиваемой жидкости без ее поглощения трещиной гидроразрыва, отсутствие 100% выхода закачиваемой жидкости может привести к прихвату гибкой трубы. При этом циркуляцию аэрированной промывочной жидкости на каждой ступени проводят не менее двух циклов. При углублении гибкой трубы на небольшие глубины, на 1-3 м, и при соблюдении небольших скоростей спуска гибкой трубы, 0,001 м/с, можно будет оперативно прекратить дальнейшее углубление и спуск гибкой трубы в случае прекращения циркуляции и большой вероятности прихвата гибкой трубы оседающим проппантом. Следует учитывать, что при обнаружении прекращения циркуляции оператору, работающему на пульте управления колтюбинговой установки, потребуется некоторое время для прекращения углубления и спуска гибкой трубы в скважину. И при большей скорости спуска гибкой трубы велика вероятность ее прихвата в скважине. Данные скорости спуска гибкой трубы и интервалы ее углубления получены экспериментальным путем.

При достижении заданной глубины углубления осуществляют повторную циркуляцию в стволе скважины не менее двух циклов. Такие операции проводят на каждой ступени углубления ГТ 13 после ее углубления на очередные 1-3 м. По мере уменьшения толщины проппантовой пробки увеличивается поступление газа из пласта 15.

В процессе промывки скважины и создания циркуляции в качестве промывочной жидкости применяется облегченная, аэрированная, жидкость, например облегченный солевой раствор, или аэрированная незамерзающая жидкость, или пенная система.

Особенностью способа является то, что при углублении ГТ 13 и вымывании проппанта из скважины осуществляется постоянный контроль параметров технологического процесса: расход промывочной жидкости; скорость подачи ГТ 13 и др. На практике это обычно осуществляется путем контроля стабильности технологического процесса, то есть постоянства давления на нагнетательной линии и наличия выхода промывочной жидкости на устье, что свидетельствует о наличии ее циркуляции и отсутствии ее поглощения пластом 15. Постоянство давления и циркуляции свидетельствует о стабильности очистки ствола скважины от проппантовой пробки 14. Уменьшение давления и объема выходящей промывочной жидкости свидетельствует о начале поглощения промывочной жидкости в пласт 15. Точка начала снижения этих параметров соответствует точке, когда гидравлическое сопротивление вымываемого столба промывочной жидкости с проппантом обеспечит давление, превышающее давление, при котором образованная при ГРП трещина гидроразрыва 16 начнет поглощать промывочную жидкость. В этом случае углубление ГТ 13 в скважину следует прекратить и приподнять ГТ 13 над головой проппантовой пробки 14. При снижении давления и уменьшения менее 100% циркуляции промывочной жидкости высока вероятность потери скорости восходящего потока в кольцевом пространстве и выпадение проппанта из промывочной жидкости, так называемое «осаждение проппанта» с прихватом ГТ 13. Только убедившись в том, что циркуляция промывочной жидкости и вынос проппанта из скважины соответствуют расчетным величинам, следует продолжать углубление ГТ 13 в скважину и очистку ее от проппантовой пробки 14.

Кроме того, наличие азотно-бустерной установки 6 позволяет осуществлять промывку скважины, поддерживая минимальную разницу между давлением столба промывочной жидкости в кольцевом пространстве и давлением поглощения этой жидкостью трещиной гидроразрыва 16. Сущность способа и заключается в поддержании равновесного баланса параметров процесса очистки скважины с помощью внешнего источника газообразного агента, например компрессора 10 и азотно-бустерной установки 6 в комплексе с остальным оборудованием.

Параметры технологического процесса определяются расчетным путем и зависят от диаметров ГТ 13, колонны НКТ 12 и эксплуатационной колонны 17, от характеристик промывочной жидкости, насосной установки 7 и 8, компрессора 10 и др. Например, для ГТ диаметром 38 мм, колонны ГОСТ диаметром 73 мм и эксплуатационной колонны диаметром 168 мм при толщине проппантовой пробки 1000 м и применении аэрированного раствора, в частности водометанольного аэрированного раствора с поверхностно-активным веществом (ПАВ) - дисолваном, параметры технологического процесса следующие: интервал изменения давления на устье от 6,0 МПа до 9,0 МПа; интервал изменения расхода промывочной жидкости от 1 л/с до 2 л/с. При таких технологических параметрах время промывки скважины от проппантовой пробки составило 30 час.

Предлагаемый способ обеспечивает разрушение и вынос проппантовой пробки большой толщины после завершения ГРП без прихвата ГТ, 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 проппантовой пробки в газовой или газоконденсатной скважине после завершения гидравлического разрыва пласта, включающий ступенчатый спуск гибкой трубы по мере промывки и закачивание в скважину промывочной жидкости с поддержанием минимальной разницы между давлением столба промывочной жидкости в кольцевом пространстве и давлением поглощения этой жидкости трещиной гидроразрыва, отличающийся тем, что спуск гибкой трубы до головы проппантовой пробки проводят со скоростью 0,1 м/с, после этого осуществляют промывку ствола скважины и ступенчатое углубление гибкой трубы на глубину 1-3 м со скоростью 0,001 м/с с постоянной подачей аэрированной промывочной жидкости и с поддержанием 100% выхода циркуляции из скважины на каждой ступени углубления гибкой трубы, при этом циркуляцию на каждой ступени проводят не менее двух циклов, а поддержание минимальной разницы между давлением столба промывочной жидкости в кольцевом пространстве и давлением поглощения этой жидкости трещиной гидроразрыва осуществляется с помощью внешнего источника газообразного агента в виде компрессора и азотно-бустерной установки в комплексе с остальным оборудованием.