Способ промывки песчаной пробки в газовой скважине в условиях аномально низких пластовых давлений

Авторы патента:

 


Владельцы патента RU 2445446:

Открытое акционерное общество "Газпром" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к промывке песчаных пробок в условиях аномально низких пластовых давлений с применением гибких труб. При осуществлении способа газ низкого давления от эксплуатационной скважины подают на дожимную компрессорную станцию, компримируют и подают на установку комплексной подготовки газа (УКПГ), где газ очищают от механических примесей и воды и подают в бустерную установку, в которую насосной установкой закачивают техническую воду. Получившуюся газожидкостную смесь компримируют. В сепараторе разделяют смесь, жидкость вновь направляют на насосную установку, газ подают на вход эжектора. В камеру смешения эжектора направляют пенообразующую жидкость. Полученную аэрированную пенообразующую жидкость направляют в гибкую трубу (ГТ) колтюбинговой установки и спускают ГТ в лифтовую колонну, до касания «головы» песчаной пробки. При этом в затрубное пространство с УКПГ напрямую подают газ и начинают разрушение пробки аэрированной пенообразующей жидкостью и газом, поступающим из затрубного пространства. Промывку проводят поэтапно. ГТ постепенно углубляют в тело пробки на 3-4 м, затем спуск прерывают, приподнимают ГТ на 1-2 м, прекращают подачу пенообразующей жидкости на эжектор. Подают газ, минуя эжектор, в ГТ, и газ с УКПГ - в затрубное пространство и выдувают аэрированную пенообразующую жидкость с частицами разрушенной пробки из скважины. Продолжают подачу газа до получения на устье чистого газа. Затем повторяют операции по разрушению песчаной пробки и ее удалению. Повышается надежность удаления пробки. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к промывке песчаных пробок в газовых скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) при их ремонте с применением гибких труб.

Появление песка на забое происходит практически во всех газовых скважинах и связано в основном с механическими свойствами продуктивного пласта. При снижении пластового давления в процессе разработки газовых месторождений происходит ускоренное разрушение скелета горных пород продуктивного пласта и, как следствие, вынос песка из пласта в скважину. Иногда песчаная пробка достигает нескольких десятков и даже сотен метров. Пробка перекрывает интервал перфорации, препятствует движению газа из пласта, вплоть до полного прекращения добычи. В связи с этим возникает необходимость очистить забой от скопившегося песка. Удаление песчаной пробки усложняется при снижении пластового давления ниже 0,3 от начального пластового давления.

Известен способ удаления песчаной пробки путем промывки скважины с помощью колтюбинговой установки с гибкой трубой (С.М.Вайншток и др. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб // М.: Изд-во Академии горных наук, 1999. - с.145-154).

Недостатком данного способа является то, что он не позволяет промыть песчаную пробку в газовой скважине с АНПД при падении пластового давления.

Известен способ промывки песчаной пробки в условиях ремонта скважин (патент РФ №2188304), включающий ремонт скважины с помощью колтюбинговой установки с гибкой трубой, при этом приготовление промывочной пенообразующей жидкости ведут в два этапа.

Недостатком данного способа является то, что он не позволяет промыть песчаную пробку в газовой скважине с АНПД при падении давления ниже 0,3 от начального пластового давления.

Задача, стоявшая при создании заявленного способа, состоит в повышении надежности удаления песчаной пробки в газовой скважине.

Достигаемый технический результат состоит в обеспечении условий промывки песчаной пробки в условиях АНПД при падении пластового давления ниже 0,3 от начального пластового давления.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в способе промывки песчаной пробки в газовой скважине в условиях аномально низких пластовых давлений газ низкого давления от эксплуатационной скважины подают на дожимную компрессорную станцию, компримируют и подают на установку комплексной подготовки газа, где газ очищают от механических примесей и воды и подают в бустерную установку, в которую насосной установкой закачивают техническую воду, получившуюся газожидкостную смесь компримируют, затем в сепараторе разделяют газожидкостную смесь на газ и жидкость, жидкость вновь направляют на насосную установку, а газ подают на вход эжектора, одновременно с этим в камеру смешения эжектора направляют пенообразующую жидкость, полученную аэрированную пенообразующую жидкость направляют в гибкую трубу колтюбинговой установки и спускают гибкую трубу в лифтовую колонну, до касания «головы» песчаной пробки, при этом в затрубное пространство с установки комплексной подготовки газа напрямую подают газ, и начинают разрушение песчаной пробки аэрированной пенообразующей жидкостью и газом, поступающим из затрубного пространства, промывку песчаной пробки проводят поэтапно, при этом гибкую трубу постепенно углубляют в тело песчаной пробки на 3-4 м, затем спуск прерывают, приподнимают гибкую трубу на 1-2 м, прекращают подачу пенообразующей жидкости на эжектор, подают газ, минуя эжектор, в гибкую трубу, и газ с установки комплексной подготовки газа - в затрубное пространство, выдувают аэрированную пенообразующую жидкость с частицами разрушенной песчаной пробки из скважины, продолжают подачу газа до получения на устье чистого газа, затем повторяют операции по разрушению песчаной пробки и ее удалению, после завершения промывки песчаной пробки опускают гибкую трубу до забоя, замеряют полученную глубину, сравнивают с проектным значением, в случае равенства значений извлекают гибкую трубу из скважины и вводят скважину в эксплуатацию, при несовпадении полученной и проектной глубин возобновляют промывку по такой же технологии до полного разрушения песчаной пробки и достижения проектной глубины скважины.

На фиг. представлена схема реализации заявленного способа промывки песчаной пробки в газовой скважине в условиях аномально низких пластовых давлений.

Способ реализуется следующим образом.

Газ низкого давления величиной 0,8-1,0 МПа от эксплуатационной скважины 1 подают в дожимную компрессорную станцию (ДКС) 2, где его компримируют до величины давления 5,0-5,5 МПа, после ДКС 2 газ падают на установку комплексной подготовки газа (УКПГ) 3, где газ очищают от механических примесей и осушают от воды, и под давлением 3,0-4,0 МПа газ подают в бустерную установку 4, одновременно в нее из насосной установки 5 подают техническую воду. В зимнее время вместо технической воды в бустерную установку подают метанольную воду или водный раствор хлорида калия, кальция или натрия. В бустерной установке 4 газ и техническую воду смешивают, образуя газожидкостную смесь, газожидкостную смесь компримируют до давления 7,0-10,0 МПа, превышающего текущее пластовое давление. Газожидкостную смесь высокого давления направляют в газовый сепаратор 6, где разделяют газожидкостную смесь на газ и жидкость. Жидкость из газового сепаратора 6 вновь направляют в насосную установку 5 для повторного использования, а газ высокого давления величиной 7,0-10,0 МПа подают на вход эжектора 7. Одновременно в камеру смешения эжектора 7 от насосной установки 8 подают пенообразующую жидкость. В зимнее время используют незамерзающую пенообразующую жидкость. В качестве пенообразующей жидкости можно использовать водный раствор хлорида кальция или другой соли с ОП-10 или с сульфанолом.

В результате в эжекторе 7 образуется аэрированная пенообразующая жидкость.

Перед промывкой песчаной пробки 9 через гибкую трубу 10 колтюбинговой установки 11 подают газ от бустерной установки 4, минуя эжектор 7, в лифтовую колонну 12 и удаляют скопившуюся в скважине жидкость через факельную линию 13. Продувку ведут в течение 1-2 часов.

После этого аэрированную пенообразующую жидкость подогревают до 25-30°C передвижной паровой установкой 14 и подают в гибкую трубу 10.

Гибкую трубу 10 опускают в лифтовую колонну 12 до касания «головы» песчаной пробки 9, при этом за 50 м до касания гибкой трубой 10 «головы» песчаной пробки 9 скорость спуска гибкой трубы 10 снижают до 0,2 м/с, а за 5 м до касания - до 0,01 м/с.

Одновременно со спуском гибкой трубы 10 в затрубное пространство 15 скважины с УКПГ 3 направляют газ. Под действием аэрированной пенообразующей жидкости и газа начинается разрушение песчаной пробки 9. Частицы разрушенной песчаной пробки 9 вместе с аэрированной пенообразующей жидкостью удаляют по кольцевому зазору между лифтовой колонной 12 и гибкой трубой 10.

Промывку песчаной пробки 9 проводят поэтапно по следующей технологии: углубляют гибкую трубу 10 в тело песчаной пробки 9 на 3-4 метра, затем спуск гибкой трубы 10 прерывают, приподнимают ее на 1-2 метра. Прекращают подачу пенообразующей жидкости на эжектор 7 и подают газ с бустерной установки 4, минуя эжектор 7, в гибкую трубу 10. Газом с бустерной установки 4 и газом с УКПГ 3 выдувают с забоя аэрированную пенообразующую жидкость и частицы разрушенной песчаной пробки 9 из скважины. Продувку газом продолжают до получения на устье чистого газа.

Операции по разрушению песчаной пробки 9 повторяют до полного ее разрушения и удаления.

Затем осуществляют контрольную отбивку забоя скважины. Замеряют глубину скважины и сравнивают ее с проектным значением. Если значения совпадают, то извлекают гибкую трубу 10 из скважины и вводят скважину в эксплуатацию.

При несовпадении полученной и проектной глубины возобновляют промывку по такой же технологии до полного разрушения песчаной пробки 9 и достижения проектной глубины скважины.

Способ промывки песчаной пробки в газовой скважине в условиях аномально низких пластовых давлений, при котором газ низкого давления от эксплуатационной скважины подают на дожимную компрессорную станцию, компримируют и подают на установку комплексной подготовки газа, где газ очищают от механических примесей и воды и подают в бустерную установку, в которую насосной установкой закачивают техническую воду, получившуюся газожидкостную смесь компримируют, затем в сепараторе разделяют газожидкостную смесь на газ и жидкость, жидкость вновь направляют на насосную установку, а газ подают на вход эжектора, одновременно с этим в камеру смешения эжектора направляют пенообразующую жидкость, полученную аэрированную пенообразующую жидкость направляют в гибкую трубу колтюбинговой установки и спускают гибкую трубу в лифтовую колонну до касания «головы» песчаной пробки, при этом в затрубное пространство с установки комплексной подготовки газа напрямую подают газ и начинают разрушение песчаной пробки аэрированной пенообразующей жидкостью и газом, поступающим из затрубного пространства, промывку песчаной пробки проводят поэтапно, при этом гибкую трубу постепенно углубляют в тело песчаной пробки на 3-4 м, затем спуск прерывают, приподнимают гибкую трубу на 1-2 м, прекращают подачу пенообразующей жидкости на эжектор, подают газ, минуя эжектор, в гибкую трубу, и газ с установки комплексной подготовки газа - в затрубное пространство, выдувают аэрированную пенообразующую жидкость с частицами разрушенной песчаной пробки из скважины, продолжают подачу газа до получения на устье чистого газа, затем повторяют операции по разрушению песчаной пробки и ее удалению, после завершения промывки песчаной пробки опускают гибкую трубу до забоя, замеряют полученную глубину, сравнивают с проектным значением, в случае равенства значений извлекают гибкую трубу из скважины и вводят скважину в эксплуатацию, при несовпадении полученной и проектной глубин возобновляют промывку по такой же технологии до полного разрушения песчаной пробки и достижения проектной глубины скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей области, в частности к методам и средствам защиты скважинных установок электроцентробежных насосов при добыче углеводородного сырья.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей области, в частности к методам и средствам защиты скважинных установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) при добыче углеводородного сырья.

Изобретение относится к применению определенной группы алкоксилированных и/или ацилированных нечетвертичных азотсодержащих соединений в качестве противоагломератов для газовых гидратов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче жидкости с высоким содержанием парафинов. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности -освоению горизонтальных скважин после бурения и дальнейшей добычи из них сверхвязкой нефти термическими методами.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений с внутренней поверхности насосно-компрессорных труб.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для внутрискважинной обработки нефти. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для контроля технологических параметров и управления процессом депарафинизации насосно-компрессорных труб.

Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к устройствам для центрирования насосных штанг и удаления парафинообразований, выпадающих на стенках насосно-компрессорных труб

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологиям удаления отложений с внутренней поверхности лифтовых труб добывающих скважин

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к технологиям внутрискважинной очистки подземного оборудования от отложений

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначено для очистки призабойной зоны скважины от плотных проппантовых пробок

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения коррозии, отложения солей и парафинов на нефтедобывающем оборудовании

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при освоении и восстановлении дебита эксплуатационных скважин, в частности для интенсификации притоков пластовых флюидов

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для создания оптимального теплового режима в добывающих нефтяных скважинах и нефтепроводах для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах (НКТ) нефтяных скважин и нефтепроводах

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к очистке парафиновых отложений в скважинах
Наверх