Способ глушения газовой скважины



Способ глушения газовой скважины
Способ глушения газовой скважины
Способ глушения газовой скважины
Способ глушения газовой скважины

 


Владельцы патента RU 2480577:

Общество с ограниченной ответственностью "Газпром ПХГ" (RU)

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к глушению газовых скважин при проведении капитальных ремонтов в условиях катастрофических поглощений. Обеспечивает повышение эффективности глушения газовой скважины. Сущность изобретения: способ включает блокировку интервала перфорации путем закачивания блокирующей жидкости и продавливания ее жидкостью глушения на забой скважины и в прискважинную зону пласта с одновременным контролем давления на устье скважины, стравливание газа и технологический отстой. При этом, перед закачиванием блокирующей жидкости формируют песчаный экран путем закачивания пульпы из кварцевого песка фракции 0,6-1,2 мм в жидкости-носителе двумя порциями с расходом жидкости-носителя, значение которого не превышает максимально допустимое значение, определяемое по формуле. При этом объем кварцевого песка в первой порции пульпы рассчитывают по формуле с последующим проведением после закачивания первой порции пульпы технологического отстоя скважины на время, определяемое по формуле. Объем кварцевого песка во второй порции пульпы принимают равным объему суффозионных каналов, образующихся в песчаном экране. В качестве блокирующей жидкости используют определенный состав. Объем блокирующей жидкости предварительно рассчитывают по формуле. Причем в момент окончания продавливания блокирующей жидкости определяют гидродинамическое давление в насосно-компрессорных трубах - НКТ. После этого осуществляют технологический отстой скважины. Последующее закачивание жидкости глушения в скважину проводят по НКТ до ее появления на устье. При этом регулируют устьевое давление в затрубном пространстве скважины путем стравливания газа и блокирующей жидкости, обеспечивая давление на входе в НКТ постоянным и равным ранее определенному гидродинамическому давлению. 1 табл.

 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к глушению газовых скважин при проведении капитальных ремонтов в условиях катастрофических поглощений.

Анализ существующего уровня техники показал следующее:

- известен способ глушения скважин, включающий блокировку интервала перфорации путем замены скважинной жидкости блокирующей жидкостью и расположенной над ней задавочной жидкостью плотностью, меньшей плотности блокирующей жидкости, в котором часть блокирующей жидкости задавливают в прискважинную зону пласта, объем блокирующей жидкости определяют, исходя из коэффициента продуктивности скважины, а в качестве блокирующей жидкости используют рецептуру, которая имеет следующее соотношение ингредиентов, мас.%:

Водорастворимая соль кальция 12,5-43,5
Свободный аммиак 0,1-2,0
Отход производства целлюлозно-бумажной
промышленности на основе лигносульфонатов 5,0-25,0
Древесная мука 4,0-12,0
Вода остальное

(см. патент РФ №2104392 от 06.05.1996 по кл. Е21В 43/12, С09К 7/02, опубл. 10.02.1998).

Недостатком этого способа глушения является его низкая эффективность глушения скважин в условиях катастрофических поглощений. Из-за больших материально-технических затрат, что связано с интенсивным поглощением и использованием чрезмерно больших объемов блокирующей жидкости указанной рецептуры. В результате этого используемая в способе блокирующая жидкость глубоко проникает в пласт, время на освоение скважины после ремонта многократно увеличивается, а проницаемость пласта восстановить практически невозможно. Это, в частности, связано с использованием древесной муки в качестве наполнителя, поскольку она обладает высокой набухающей способностью, а в сочетании с отходом производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов и солей кальция может образовывать в поровом пространстве пласта трудноизвлекаемый органо-минеральный комплекс с повышенной адгезией к породе пласта. При этом из-за низкого содержания воды в данном составе блокирующей жидкости при максимальных количествах соли кальция и древесной муки на пластовой породе образуется толстая рыхлая и непрочная фильтрационная корка, не препятствующая глубокому проникновению технологических жидкостей в пласт и его загрязнению. В результате дебит скважины после ремонта не восстанавливается. В этой связи данный способ глушения скважины и указанная блокирующая жидкость неэффективны для применения в условиях катастрофических поглощений;

- в качестве прототипа выбран способ глушения газовой скважины, включающий блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) блокирующего состава и последующего закачивания в скважину жидкости глушения, после продавливания в прискважинную зону пласта блокирующего состава в затрубное и надпакерное пространство закачивают жидкость глушения, после чего оставляют скважину на технологическую выстойку с периодическим стравливанием оставшейся на забое скважины газовой шапки, а 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

(см. патент РФ 2347066 от 28.11.2006 по кл. Е21В 43/12, опубл. 20.02.2009).

Недостатком этого способа является недостаточная эффективность глушения газовой скважины в условиях катастрофических поглощений, большие материально-технические затраты на глушение, увеличенные сроки освоения скважины и невозможность восстановления ее дебита за счет снижения проницаемости пласта.

Согласно способу закачивание жидкости глушения в газовую среду, находящуюся в затрубном пространстве, приводит к образованию изолированных газовых пачек, которые достаточно медленно всплывают в состоянии сжатия под давлением пласта. Это вызывает при открытии устья их резкое расширение с выбросом газа в атмосферу и снижение давления на пласт. Указанное может привести к самоосвоению скважины с притоком новой порции газа, вследствие чего возможно возникновение аварийной ситуации. С применением данного способа невозможно также надежно заглушить газовую скважину в условиях катастрофических поглощений, так как в блокирующем составе отсутствует наполнитель, являющийся основой формирования фильтрационной корки с закупоривающими свойствами, а структурно-реологические параметры этого состава способствуют его проникновению не только в прискважинную зону пласта, но и интенсивному поглощению высокопроницаемым пластом с глубоким проникновением в него во всем интервале перфорации. Большие объемы поглощаемого блокирующего состава приводят к увеличению затрат на химреагенты и материалы на его приготовление, удорожанию способа глушения, росту затрат времени и средств на освоение скважины. В результате загрязнения пласта полимерной композицией Робус-Г его деблокирование происходит при повышенных депрессиях, что недопустимо в скважинах с неустойчивой кавернозной призабойной зоной, так как влечет за собой ее разрушение с осложнениями в виде образования песчаных пробок и др.

Кроме того, предусмотренный способом технологический отстой в течение 12 ч для структурообразования блокирующего состава на основе реагента Робус-Г увеличивает время на глушение скважины, а отсутствие в нем наполнителя с закупоривающими свойствами не дает необходимого эффекта в условиях катастрофических поглощений.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого способа:

- повышается эффективность глушения газовой скважины в условиях катастрофических поглощений за счет предварительного создания надежного песчаного экрана в скважине и прискважинной зоне пласта и использования блокирующей жидкости с улучшенными структурно-реологическими свойствами, адгезионными свойствами к поверхности частиц песчаного экрана и закупоривающей способностью;

- сокращаются материально-технические затраты и время проведения работ, за счет исключения поглощения жидкостей, применяемых при глушении;

- сокращается время освоения скважины и восстанавления ее дебита после ремонта за счет сохранения проницаемости пласта.

Технический результат достигается с помощью известного способа глушения газовой скважины, включающего блокировку интервала перфорации путем закачивания блокирующей жидкости с предварительно определенным значением объема в НКТ и продавливания ее жидкостью глушения на забой скважины и в прискважинную зону пласта с одновременным контролем давления на устье скважины, последующее закачивание жидкости глушения в скважину, стравливание газа и технологический отстой. В котором перед закачиванием блокирующей жидкости формируют песчаный экран путем закачивания в НКТ пульпы из кварцевого песка фракции 0,6-1,2 мм в жидкости-носителе двумя порциями с расходом жидкости-носителя, значение которого не превышает максимально допустимое значение, определяемое по формуле

Qmax=Sкп·υвит,

где Qmax - максимально допустимый расход жидкости-носителя, м3/с;

Sкп - площадь поперечного сечения затрубного пространства, м2;

υвит - скорость витания частиц кварцевого песка, м/с.

При этом объем кварцевого песка в первой порции пульпы рассчитывают по формуле

,

где Vп1 - объем кварцевого песка в первой порции пульпы, м3;

К - коэффициент кавернозности скважины в продуктивном интервале;

Dc - диаметр скважины, м;

h - интервал продуктивного пласта от забоя до кровли, м;

ΔР - репрессия на пласт, Па;

Q - расход жидкости-носителя, м3/с;

υкрс - критическая скорость фильтрационного потока жидкости-носителя, при которой начинается движение частиц кварцевого песка, м/с;

gradP - градиент давления, вызывающий перемещение кварцевого песка в поглощающем канале прискважинной зоны пласта, Па/м, с последующим проведением после закачивания первой порции пульпы технологического отстоя скважины на время Т, определяемое по формуле

T=L/υвит,

где Т - время технологического отстоя скважины после закачивания первой порции пульпы, с;

L - длина НКТ, м,

а объем кварцевого песка во второй порции пульпы принимают равным объему суффозионных каналов, образующихся в песчаном экране, после закачки первой порции пульпы, определяемому по формуле

где k - коэффициент проницаемости песчаного экрана, м2,

µ - вязкость жидкости-носителя, Па·с,

а в качестве блокирующей жидкости используют состав, мас.ч.:

Глинистая суспензия 6%-й концентрации 100
Термосолестойкий реагент КМЦ - ТС 0,5-0,7
Порошкообразный углещелочной
реагент (ПУЩР) 3-4
Динатриевая соль этилендиамин-N,N,N',N'-
тетрауксусной кислоты, 2-водная (Трилон Б) 0,2-0,3
Реагент-кольматант Полицелл Ф 3-4,

в объеме Vбж, предварительно рассчитанном по формуле

,

где Vбж - объем блокирующей жидкости, м3;

m - пористость песка песчаного экрана;

Vбжф - объем блокирующей жидкости, отфильтрованный в песчаный экран, м3;

Vбжа - объем блокирующей жидкости на адгезию к внутренней поверхности НКТ, м3,

причем в момент окончания продавливания блокирующей жидкости определяют гидродинамическое давление в НКТ, после чего осуществляют технологический отстой скважины, а последующее закачивание жидкости глушения в скважину проводят по НКТ до ее появления на устье, при этом регулируют устьевое давление в затрубном пространстве скважины путем стравливания газа и блокирующей жидкости, обеспечивая давление на входе в НКТ постоянным и равным ранее определенному гидродинамическому давлению.

Заявляемый способ соответствует условию «новизны».

Глушение скважины в условиях катастрофических поглощений представляет материалоемкую, технологически сложно осуществимую задачу.

Предлагаемая в заявляемом способе предварительная закачка пульпы двумя порциями из кварцевого песка фракции 0,6-1,2 мм для формирования в скважине и в поглощающих-дренированных каналах прискважинной зоны пласта песчаного экрана с образованием на его поверхности фильтрационной корки из последовательно закачиваемой блокирующей жидкости, предотвращающей размыв песка, находящегося в поглощающих каналах пласта, значительно повышает эффективность глушения скважин в условиях катастрофических поглощений, способствует снижению затрат материалов за счет сокращения объемов поглощения технологических жидкостей.

Использование крупного песка - фракции 0,6-1,2 мм способствует его быстрому гравитационному осаждению и, в силу его высокой проницаемости в насыпной массе, упрощает освоение скважины. В качестве жидкости-носителя используют воду, которая в силу своей гидрофильности и относительно низкой плотности и вязкости способствует формированию самоуплотняющегося песчаного экрана. Совокупность свойств выбранного песка (фракции 0,6-1,2 мм) и жидкости-носителя (значительная разность их плотностей) обуславливает достаточно высокое значение скорости витания песчаных частиц в потоке жидкости-носителя при относительном большом расходе песчаной пульпы. Использование кварцевого песка фракции менее 0,6 мм экономически и технологически нецелесообразно, так как это приведет к перерасходу материала и увеличит время проведения работ, а использование кварцевого песка фракции более 1,2 мм приведет к поглощению значительных объемов блокирующей жидкости. Значение расхода жидкости-носителя не должно превышать максимально допустимое значение, определяемое с учетом скорости витания частиц кварцевого песка υвит в затрубном пространстве

,

где 5,72 - постоянная Риттингера при обтекании сферической частицы потоком с числом Рейнольдса Re>60, м1/2/с,

dч - диаметр частицы кварцевого песка, м;

ρч - плотность частицы кварцевого песка, кг/м3;

ρж - плотность жидкости-носителя, кг/м3.

Определенный расход жидкости-носителя предупреждает вынос частиц песка в заколонное пространство НКТ и сокращает сроки проведения операции, что способствует повышению эффективности предлагаемого способа.

Объем кварцевого песка в первой порции пульпы, рассчитанный по предлагаемой формуле, необходим и достаточен для заполнения скважины в интервале продуктивного пласта от забоя до кровли с учетом кавернозности и части объема всех поглощающих каналов в прискважинной зоне пласта. Причем данного объема достаточно для создания на входе в каверны пласта за счет гравитационного осаждения песка экрана, временно устойчивого к репрессии столба жидкости. Не требуется полное их заполнение. Это существенно снижает сроки проведения работ и расход материалов. После закачки всего объема первой порции песка, проводят технологический отстой скважины на время, достаточное для седиментации всех песчаных частиц в НКТ. В этот период времени в скважине за счет поглощения части пульпы снижается уровень жидкости до статического, и, как следствие, устанавливается равновесие давлений в системе «скважина-пласт». Песок, оседая из песчаной пульпы, находящейся в НКТ, полностью перекрывает вход в поглощающие каналы пласта. Происходит снижение интенсивности поглощений. Однако предварительно созданный песчаный экран недостаточно устойчив к суффозионным процессам, возникающим при фильтрации под воздействием репрессии жидкости-носителя и других маловязких технологических жидкостей, используемых при глушении скважины и последующих ремонтных работах. Для заполнения образовавшихся суффозионных каналов в песчаном экране после технологического отстоя скважины осуществляют закачку второй порции пульпы. Объем кварцевого песка во второй порции пульпы принимают равным объему суффозионных каналов. С тем, чтобы остановить дальнейшее развитие суффозионных процессов, а вместе с тем сократить материальные затраты и временные необходимо устранить фильтрацию жидкости в пласт. Для этого без разрыва во времени вслед за второй порцией песчаной пульпы закачивают блокирующую жидкость. Объем которой рассчитывают предварительно, исходя из заполнения перового пространства созданного песчаного экрана в скважине от забоя до кровли продуктивного пласта, с учетом ее фильтрации и адгезии к внутренней поверхности НКТ.

Для приготовления блокирующей жидкости используют глинопорошок бентонитовый по ТУ 5751-002-58156178-02, термосолестойкий реагент КМЦ - ТС по ТУ 2231-009-32957739-99, порошкообразный углещелочной реагент (ПУЩР) по ТУ 39-01-247-79, динатриевую соль этилендиамин-N,N,N',N'-тетрауксусной кислоты, 2-водную (Трилон Б) по ГОСТ 10652-73, реагент-кольматант Полицелл Ф по ТУ 0392-002-32957739-98. Эффективность действия блокирующей жидкости обусловлена ее ингредиентным составом, включающим натрийсодержащие щелочные реагенты. При гидролизе натриевых соединений, входящих в состав применяемых ингредиентов, происходит повышение водородного показателя (рН) дисперсионной среды блокирующей жидкости. Выделяющийся при этом гидроксид натрия (NaOH), в свою очередь, активизирует гидролиз кремнезема (SiO2) поверхности кварцевого песка, заполняющего каверны, трещины и каналы поглощения прискважинной зоны пласта, образуя на ней коллоидные растворы кремнекислоты в соответствии со схемой

Наличие ионов кальция (Са2+) в технической или пластовой воде, используемой для приготовления блокирующей жидкости, а также перешедших в водную фазу при гидратации глины в присутствии гидроксил-ионов, приводит к образованию гидросиликата кальция по реакции

H2SiO3+Са2++2OH-=CaSiO3·2H2O,

являющегося связующим (цементирующим) звеном между песчаными частицами, глинистым компонентом и торфяным наполнителем (реагентом-кольматантом Полицелл Ф) блокирующей жидкости. В результате на поверхности песчаного экрана образуется прочное, армированное торфяными волокнами основание для формирования фильтрационной корки, которая не только снижает поступление дисперсионной среды блокирующей жидкости в сформированный песчаный экран и продуктивный пласт, но также за счет своей повышенной прочности препятствует механическому разрушению его потоками циркулирующих в скважине жидкостей. Блокирующая жидкость имеет низкую водоотдачу не только в результате вышеописанных процессов формирования прочной малопроницаемой фильтрационной корки, но и за счет применения натрийсодержащих реагентов для обработки глинистой суспензии, при взаимодействии которых происходит образование сложного комплекса органо-минеральных соединений, существенно увеличивающих вязкость дисперсионной среды блокирующей жидкости. С одной стороны, образуются новые высокомолекулярные соединения (ВМС), с другой - в дисперсионной среде блокирующей жидкости появляется конденсированная твердая фаза с высокой удельной поверхностью, которая совместно с торфяными частицами и волокнами стабилизирует органо-минеральный комплекс блокирующей системы, повышая его структурно-реологические характеристики: вязкость, динамическое и статическое напряжение сдвига. В таблице приведены состав и технологические параметры блокирующей жидкости.

Таблица 1
№ п/п Ингредиентный состав, мас.ч.
Глинистая суспензия 6%-я КМЦ-TC ПУЩР Трилон Б Полицелл Ф
1 100 0,7 4 0,3 4
2 100 0,5 3 0,2 3
3 100 0,6 4 0,2 4
4 100 0,4 2 0,1 2
5 100 0,8 5 0,4 5
Известный состав (аналог)
6 CaCl2 NH3 Отход про-ва ЦБК Древесная мука 12,0 Вода
34 0,1 10,0 43,9
Известный состав (прототип)
7 NaCl Полимер Робус-Г Вода
20 1,5 78,5
Продолжение таблицы
Технологические параметры
№ п/п ρ, кг/м3 η, мПа·с τо, дПа CHC1/10, дПа В, см3/30 мин Корка, мм ΔPблок, МПа/м ΔPдеблок, МПа/ м Kвп
1 1040 37 86 10/35 2,0 0,8 1,12 0,063 0,95
2 1035 23 49 8/17 2,6 0,5 0,85 0,046 0,97
3 1038 32 75 9/27 2,2 0,6 0,93 0,054 0,95
4 1032 15 36 7/12 4,2 0,3 0,60 0,081 0,88
5 1042 44 98 14/38 1,8 0,9 1,14 0,066 0,94
Известный состав (аналог)
6 1309 53 98 21/25 4,0 1,5 0,45 0,476 0,23
Известный состав (прототип)
7 1180 Условная вязкость 180 с 32/34 0,0 2,5 0,21 0,278 0,37

ρ - плотность, η - структурная вязкость, τо - динамическое напряжение сдвига; CHC1/10 статическое напряжение сдвига определяют (на реовискозиметре «Farm 35 SA» фирмы «Baroid»); В - водоотдача, определяют на фильтр-прессе «Baroid» при перепаде давления 0,1 МПа; ΔPблок - градиент давления блокирования; ΔPдеблок - градиент давления деблокирования; Kвп - коэффициент восстановления проницаемости песчаного керна, определяют как отношением его проницаемости после деблокирования к проницаемости до обработки блокирующей жидкостью. Указанное обусловлено следующими физико-химическими процессами, протекающими с участием реагентов, применяемых в составе блокирующей жидкости. Термосолестойкий реагент КМЦ-ТС представляет собой натриевую соль карбоксиметилцеллюлозы, модифицированную солями алюминия, что повышает устойчивость полимера к осаждающему действию катионов поливалентных металлов. Структурная формула макромолекулы КМЦ-ТС

.

Структурная формула Трилон Б - динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты

через катионы алюминия сшивает КМЦТС, образуя ВМС сложной структуры. Теоретическое строение макромолекулы этого ВМС

,

Присутствующий в составе реагента-кольматанта Полицелл-Ф, представляющего собой торфяной наполнитель, тринатрийфосфат при взаимодействии с солями поливалентных металлов, находящимися в пластовой или технической воде для приготовления блокирующей жидкости, образует тонкодисперсный осадок фосфата кальция по реакции

2Na3PO4·12H2O+3CaCl2=Са3(РО4)2↓+6NaCl+12H2O.

Эта конденсируемая твердая фаза не только повышает седиментационную устойчивость и структурно-реологические свойства блокирующей жидкости, но и прочностные характеристики фильтрационной корки на границе песчаного экрана, что в совокупности улучшает закупоривающее действие блокирующей жидкости. При этом немаловажную роль играет ПУЩР, представляющий собой смесь натриевых солей гуминовых кислот, усиливающих пептизацию глины, повышающих вязкость и тиксотропность блокирующей жидкости. Высокая щелочность ПУЩР активизирует процессы предотвращая размывание фильтрационной корки, и повышая ее эластичность за счет набухания волокон и частиц торфяного наполнителя, образующего сетчатый армирующий каркас. При этом из-за волокнистого строения торфа блокирующая жидкость отличается от известных тем, что не проникает в пласт на большую глубину даже при условии его высокой проницаемости. Это в значительной степени облегчает ее удаление из пласта при деблокировании в процессе завершения ремонтных работ и является одним из основных условий восстановления его фильтрационно-емкостных свойств (коэффициент восстановления проницаемости керна после деблокирования приведен в таблице).

Содержание в составе блокирующей жидкости КМЦ-ТС менее 0,5 мас.ч., ПУЩР - менее 3 мас.ч., Трилона Б - менее 0,2 мас.ч., а реагента-кольматанта Полицелл Ф - менее 3 мас.ч. не обеспечивает образования органо-минерального комплекса блокирующей системы с необходимыми технологическими свойствами, соответствующими реализации поставленного технического результата.

Содержание в составе блокирующей жидкости КМЦ-ТС более 0,7 мас.ч., ПУЩР - более 4 мас.ч., Трилона Б - более 0,3 мас.ч., а реагента-кольматанта Полицелл Ф - более 4 мас.ч. экономически и технологически нецелесообразно, так как существенного улучшения технологических свойств блокирующей системы при увеличении количества этих ингредиентов не происходит.

Посредством использования блокирующей жидкости указанной рецептуры в предлагаемом объеме на песчаном экране происходит формирование фильтрационной корки с повышенными прочностными свойствами, предотвращающая его разрушение суффозионными процессами. В момент окончания продавливания блокирующей жидкости определяют гидродинамическое давление в НКТ по манометру, установленному на нагнетательной линии насоса. Осуществляют технологический отстой скважины для формирования фильтрационной корки на поверхности песчаного экрана. Созданная в результате система выполняет функцию обратного клапана, т.е. тем самым предупреждает поглощение технологических жидкостей, обеспечивает сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта, возможность заполнения скважины жидкостью глушения до устья, последующего проведения ремонтных работ при постоянной репрессии, регламентированной нормативными техническими документами (Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности [Текст]: ПБ08-624-03: утв. Госгортехнадзором России 05.06.03. - Вып.4 - Сер. 08 Нормативные документы по безопасности, надзорной и разрешительной деятельности в нефтяной и газовой промышленности. - М.: НТЦ «Промышленная безопасность», 2003. - 312 с.), а при создании депрессии в скважине разрушается, что позволяет быстро и беспрепятственно освоить скважину. Закачивают в скважину по НКТ жидкость глушения до ее появления на устье. При этом регулируют устьевое давление в затрубном пространстве скважины путем стравливания газа и блокирующей жидкости, обеспечивая давление на входе в НКТ постоянным и равным ранее определенному гидродинамическому давлению. Указанное обеспечивает постоянство давления в скважине, целостность и надежность непроницаемого экрана, существенно сокращает сроки проведения способа и последующего освоения скважины с восстановлением дебита по окончании ремонтных работ.

Предлагаемая последовательность операций позволяет получить следующее: в строго заданных зонах песчаная пульпа в результате гравитационного осаждения песка в кавернах, поглощающих каналах и трещинах призабойной зоны пласта и перекрытия этих каналов в скважине от забоя до кровли продуктивного пласта существенно снижает интенсивность поглощения блокирующей жидкости, обладающей улучшенными структурно-реологическими и адгезивными и закупоривающими свойствами для создания на поверхности песчаного экрана фильтрационной корки, предотвращающей его размывание, создание необходимой репрессии на пласт заполнением скважины жидкостью глушения до устья. Сокращаются материально-технические затраты и время проведения работ, время освоения скважины и время восстановления ее дебита после ремонта за счет сохранения проницаемости пласта.

Таким образом, согласно вышесказанному, обеспечивается достижение заявляемого технического результата.

Не выявлены по имеющимся источникам известности технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявляемому техническому результату.

Заявляемый способ соответствует условию «изобретательского уровня».

Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующим примером.

Необходимо провести глушение газовой скважины в условиях катастрофических поглощений.

Исходные данные

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, dэ 152 мм
Наружный диаметр эксплуатационной колонны, Dэ 168 мм
Диаметр скважины по долоту, Dc 215,9 мм
Длина эксплуатационной колонны, Lэ 427,5 м
Интервал продуктивного пласта (зона перфорации), h 415,3-427,5 м
Коэффициент кавернозности, К 1,21
Наружный диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ), Dнкт 73 мм
Внутренний диаметр НКТ, dнкт 62 мм
Длина НКТ, L 404,6 м
Статический уровень жидкости в скважине от устья при глушении
технической водой, Нст 70 м
Пластовое давление, Pпл 3,1 МПа
Площадь поперечного сечения внутритрубного
пространства НКТ, Sнкт 0,003 м2

Для формирования песчаного экрана в поглощающем интервале закачивают пульпу, содержащую кварцевый песок (фракции 0,6-1,2 мм), двумя порциями. Для определения объемов кварцевого песка в обеих порциях пульпы предварительно рассчитывают следующие значения:

Репрессию на пласт определяют по формуле

ΔP=Hст·ρж·g,

где ρж - плотность жидкости-носителя, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2.

Следовательно

ΔР=70·1000·9,81=686700 Па.

Критическую скорость фильтрационного потока жидкости-носителя, при которой начинается движение частиц кварцевого песка, определяют по формуле

,

где ψ=1 - коэффициент сопротивления обтеканию частицы;

ρч - плотность частицы кварцевого песка, кг/м3;

dч - диаметр частицы кварцевого песка, м.

Следовательно

.

Расход жидкости-носителя не превышает максимально допустимое значение, определяемое по формуле

Qmax=Sкп·υвит,

где Sкп - площадь поперечного сечения затрубного пространства, м2.

,

.

Скорость витания частиц υвит определяют по формуле

,

где 5,72 - постоянная Риттингера при обтекании сферической частицы потоком с числом Рейнольдса Re>60, м1/2/с.

Следовательно

.

Следовательно

Qmax=0,014·0,18=0,0025 м3/с.

Градиент давления, вызывающий перемещение песка в поглощающем канале прискважиной зоны пласта, определяют по формуле

gradP=(ρчж)·g,

следовательно

gradP=(2650-1000)·9,81=16186,5 Па.

Рассчитывают объем кварцевого песка в первой порции пульпы по формуле

,

где Vп1 - объем кварцевого песка в первой порции пульпы, м3.

Следовательно

Объем кварцевого песка во второй порции пульпы определяют по формуле

где Vп2 - объем кварцевого песка во второй порции пульпы, м3;

k - проницаемость песчаного экрана, м2; для насыпной массы песка k=200·10-12;

µ - вязкость жидкости-носителя, Па·с.

.

Определяют объем жидкости-носителя в пульпе из расчета объемного содержания песка в ней 5 объемных долей по формуле

,

где Vжн - объем жидкости-носителя,

С - содержание песка в жидкости-носителе, объемные доли.

Следовательно, объем жидкости-носителя в первой порции пульпы

.

Объем жидкости-носителя во второй порции пульпы

Определяют время технологического отстоя скважины после закачивания первой порции песка по формуле

T=Lпвит,

где Т - время технологического отстоя скважины, с;

Lп - длина НКТ, занятая пульпой, м.

,

,

Lп=8816≤404,6,

следовательно Lп=404,6.

Т=404,6/0,18=2248 с или 38 минут.

Определяют объем блокирующей жидкости Vбж

,

где m - пористость песка, m=0,34.

- объем блокирующей жидкости, отфильтрованный в песчаный экран, м3;

- объем блокирующей жидкости на адгезию к внутренней поверхности НКТ, м3.

,

где

µ - вязкость блокирующей жидкости, Па·с;

ρжг - плотность жидкости глушения, кг/м3;

tб - время технологического отстоя после закачки блокирующей жидкости, с.

,

где δ - толщина адгезионного слоя блокирующей жидкости в НКТ, 0,001 м.

Следовательно

,

Vбж=0.785·1,21·0,21592·(427,5-415,3)·0,34+0,02+0,08=0,28 м3.

В качестве блокирующей жидкости готовят 0,28 м3 состава, содержащего, мас.ч.:

Глинистая суспензия р=1030 кг/м3 100
Термосолестойкий реагентКМЦ - ТС 0,7
ПУЩР 4
Трилон Б 0,3
Реагент-кольматант Полицелл Ф 4.

Определяют объем жидкости глушения из условия заполнения скважины до устья по формуле

.

Следовательно

.

В трубное пространство НКТ закачивают первую порцию песчаной пульпы: 1,30 м3 кварцевого песка в 24,7 м3 воды (содержание песка в пульпе 0,05 об. долей) с расходом, не превышающим 2,5 л/с.

После прокачки всего объема первой порции пульпы в НКТ останавливают закачку, проводят технологический отстой скважины в течение 38 минут.

Затем в трубное пространство НКТ последовательно закачивают вторую порцию песчаной пульпы: 0,01 м3 песка в 0,19 м3 воды (концентрация песка в пульпе 0,05 об. долей), 0,28 м3 блокирующей жидкости, которую продавливают жидкостью глушения - необработанной глинистой суспензией 6%-й концентрации плотностью 1030 кг/м3 с расходом, не превышающим 2,5 л/с на забой скважины и в прискважинную зону пласта с одновременным контролем давления на устье скважины.

В момент окончания продавливания блокирующей жидкости жидкостью глушения определяют гидродинамическое давление в НКТ. Осуществляют технологический отстой скважины в течение 1 ч. Закачивают в НКТ жидкость глушения до ее появления на устье, при этом регулируют устьевое давление в затрубном пространстве скважины путем стравливания газа и блокирующей жидкости, обеспечивая давление в НКТ постоянным и равным ранее определенному гидродинамическому давлению. Наблюдают за скважиной не менее 6 ч (Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности). По истечении 6 ч при отсутствии снижения уровня жидкости в скважине и выделения газа приступают к ремонтным работам.

Таким образом, способ глушения газовой скважины соответствует условию «новизны, изобретательского уровня и промышленной применимости», следовательно, соответствует условию «патентоспособности».

Способ глушения газовой скважины, включающий блокировку интервала перфорации путем закачивания блокирующей жидкости с предварительно определенным значением объема в насосно-компрессорные трубы - НКТ и продавливания ее жидкостью глушения на забой скважины и в прискважинную зону пласта с одновременным контролем давления на устье скважины, последующее закачивание жидкости глушения в скважину, стравливание газа и технологический отстой, отличающийся тем, что дополнительно перед закачиванием блокирующей жидкости формируют песчаный экран путем закачивания в НКТ пульпы из кварцевого песка фракции 0,6-1,2 мм в жидкости-носителе двумя порциями с расходом жидкости-носителя, значение которого не превышает максимально допустимое значение, определяемое по формуле:
Qmax=Sкп·υвит,
где Qmax - максимально допустимый расход жидкости-носителя, м3/с;
Sкп - площадь поперечного сечения затрубного пространства, м2;
υвит - скорость витания частиц кварцевого песка, м/с,
при этом объем кварцевого песка в первой порции пульпы рассчитывают по формуле:

где Vп1 - объем кварцевого песка в первой порции пульпы, м3;
K - коэффициент кавернозности скважины в продуктивном интервале;
Dc - диаметр скважины, м;
h - интервал продуктивного пласта от забоя до кровли, м;
ΔР - репрессия на пласт, Па;
Q - расход жидкости-носителя, м3/с;
υкрс - критическая скорость фильтрационного потока жидкости-носителя, при которой начинается движение частиц кварцевого песка, м/с;
gradP - градиент давления, вызывающий перемещение кварцевого песка в поглощающем канале прискважинной зоны пласта, Па/м,
с последующим проведением после закачивания первой порции пульпы технологического отстоя скважины на время Т, определяемое по формуле:
Т=L/υвит,
где Т - время технологического отстоя скважины после закачивания первой порции пульпы, с;
L - длина НКТ, м,
а объем кварцевого песка во второй порции пульпы принимают равным объему суффозионных каналов, образующихся в песчаном экране, после закачки первой порции пульпы, определяемому по формуле:

где k - коэффициент проницаемости песчаного экрана, м2,
µ - вязкость жидкости-носителя, Па·с,
а в качестве блокирующей жидкости используют состав, содержащий, мас.ч.:

Глинистая суспензия 6%-й концентрации 100
Термосолестойкий реагент КМЦ - ТС 0,5-0,7
Порошкообразный углещелочной реагент - ПУЩР 3-4
Динатриевая соль этилендиамин-N,N,N',N'-
тетрауксусной кислоты, 2-водная-Трилон Б 0,2-0,3
Реагент-кольматант Полицелл Ф 3-4,

в объеме Vбж, предварительно рассчитанном по формуле:

где Vбж - объем блокирующей жидкости, м3;
m - пористость песка песчаного экрана;
Vбжф - объем блокирующей жидкости, отфильтрованный в песчаный экран, м3;
Vбжа - объем блокирующей жидкости на адгезию к внутренней поверхности НКТ, м3,
причем в момент окончания продавливания блокирующей жидкости определяют гидродинамическое давление в НКТ, после чего осуществляют технологический отстой скважины, а последующее закачивание жидкости глушения в скважину проводят по НКТ до ее появления на устье, при этом регулируют устьевое давление в затрубном пространстве скважины путем стравливания газа и блокирующей жидкости, обеспечивая давление на входе в НКТ постоянным и равным ранее определенному гидродинамическому давлению.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к конструкции пологих и горизонтальных скважин. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти. .
Изобретение относится к области добычи природного газа и может быть использовано в процессе освоения метаноугольных скважин. .

Изобретение относится к скважинной добыче нефти, газа, газоконденсата и других полезных ископаемых. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам глушения скважин. .

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к добыче газа газлифтным способом, и может быть использовано для регулирования режима работы газовой скважины, эксплуатация которой осложнена наличием жидкости в потоке добываемого газа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к системе заканчивания скважины. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке устройств для автоматического управления технологическими процессами.

Изобретение относится к системам регулирования дебита скважины и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации пластов одной скважиной

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с применением газлифтных способов эксплуатации скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости, в том числе с помощью боковых и боковых горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн

Изобретение относится к области добычи полезных ископаемых, а именно к области добычи жидких текучих сред из буровых скважин

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации нефтедобывающей скважины с разделением пластовой продукции в скважине или эксплуатации водозаборной скважины, в добываемой пластовой жидкости которой имеется нефть

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Предложен способ оптимизации добычи в скважине, в котором управляют системой искусственного подъема в стволе скважины, отслеживают множество параметров добычи на поверхности и в стволе скважины. Строят модель скважины с вычисленными параметрами данных. Затем сравнивают измеренные данные на забое и поверхности скважины с данными модели и проверяют достоверность измеренных данных. Далее диагностируют расхождение между измеренными данными и смоделированными, по результатам которого осуществляют регулировку работы механизма искусственного подъема. Способ направлен на обеспечение расширения объема анализа скважины и компонентов системы добычи для эффективной оптимизации добычи в целом. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 16 ил.

Изобретение относится к растворам для глушения скважин. Способ обработки подземного пласта включает: закачивание в обсаженный, перфорированный ствол скважины, который рассекает пласт, раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, содержащего: маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере один разлагаемый материал и по меньшей мере один закупоривающий агент; контакт пласта с раствором для глушения скважины и предоставление возможности разлагаемому материалу, по меньшей мере, частично разложиться. Способ включает: получение раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, содержащего: маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере один разлагаемый материал и по меньшей мере один закупоривающий агент; закачивание этого раствора в обсаженный, перфорированный ствол скважины; формирование фильтрационной корки; и разрушение фильтрационной корки, позволяя разлагаемому материалу разрушаться. Способ включает: получение раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, содержащего: маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере один разлагаемый материал и по меньшей мере один закупоривающий агент; помещение раствора для глушения скважины в обсаженный, перфорированный ствол скважины; формирование фильтрационной корки; и разрушение фильтрационной корки, в котором гидролиз разлагаемого материала разрушает фильтрационную корку. Технический результат - снижение эффективности поступления и истечения флюидов между пластом и стволом скважины и минимизация повреждения пласта. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 2 табл., 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей, представленных слоисто-неоднородными коллекторами, в том числе пластами с высокой расчлененностью и аномально низким пластовым давлением. Обеспечивает повышение нефтеизвлечения из пластов с высокой расчлененностью и аномально низким пластовым давлением за счет увеличения зоны дренирования пласта и активизации стока пластовой жидкости путем усиления сил, способствующих вытеснению пластовой жидкости. Сущность изобретения: способ предусматривает отбор пластовой жидкости с помощью глубинного насоса из вертикальных добывающих скважин, пробуренных с образованием зумпфа. В каждой вертикальной добывающей скважине создают каверну в нижней части продуктивного пласта, заполняют каверну наполнителем. Бурят дополнительно пологонаправленные добывающие скважины, соединяя забой каждой пологонаправленной скважины с каверной соответствующей добывающей вертикальной скважиной, а устья пологонаправленных добывающих скважин сообщают с атмосферой. Диаметр вертикальных добывающих скважин больше диаметра пологонаправленных скважин. Устья пологонаправленных скважин располагают, например, вблизи устьев соседних вертикальных добывающих скважин. Создание каверны осуществляют, например, путем гидромониторного размыва породы с помощью специального переводника с боковой гидромониторной насадкой, а заполнение каверны наполнителем осуществляют, например, намывом гравия. 3 з.п. ф-лы, 3 табл., 1 пр., 3 ил.
Наверх