способ временной изоляции газоносного пласта

Формула изобретения

1. СПОСОБ ВРЕМЕННОЙ ИЗОЛЯЦИИ ГАЗОНОСНОГО ПЛАСТА, включающий нагнетание в пласт газа-гидратообразователя под давлением, превышающим пластовое, отличающийся тем, что нагнетание газа осуществляют дросселированием через забойный штуцер с расходом, обеспечивающим снижение температуры на забое скважины ниже температуры гидратообразования и повышения давления на устье скважины, с последующим заполнением призабойной зоны скважины пеной, а ствола скважины - жидкостью глушения.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что расход газа определяют по формуле

C sub p cdot DELTA T left [ { 1 - left ( { P sub 2 over P sub 1 }

right ) sup down 200 { { gamma -1 } over gamma } } back 300 right

] } back 250 down 50 right ) sup down 90 { 1/2} back 80 , } >

где Q - расход газа, м³/с;

d - диаметр штуцера, м;

- молекулярная масса газа;

C_p - удельная теплоемкость газа при P = const, Дж/кг град;

T - разность температур до и после штуцера, ^oС;

P₁ - давление закачиваемого газа, Па;

P₂ - пластовое давление, Па;

= C_p / C_v ,

где C_v - удельная теплоемкость при V = const.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонтным работам, проводимым в газовых скважинах, и может быть использовано для временной закупорки продуктивного пласта при проведении различных технологических операций в процессе капитального или подземного ремонта газовых скважин.

Известен способ временной изоляции высокопроницаемых зон в скважине путем закачки в пласт [1] .

Недостатком способа является закупорка поровых каналов продуктивного пласта в результате химического взаимодействия нескольких компонентов, закачиваемых в пласт раздельно. При этом происходит неконтролируемое поглощение компонентов участками пласта с разной проницаемостью. Кроме того, способ требует проведения кислотной обработки после ремонтных работ с целью восстановления проницаемости пласта.

Известен способ временной закупорки перфорационных каналов в скважине водорастворимой солью [2] .

Недостаток способа заключается в том, что после ремонта соль растворяют путем прокачки воды через перфорационные каналы, что ограничивает область его применения в продуктивных пластах, породы которых содержат глинистый материал.

Известен способ изоляции газового пласта, включающий пуск скважины в работу на режиме гидратообразования и закачку перед этим порции воды в призабойную зону [3] .

Недостатком способа является возможность использования его для изоляции пластов с термодинамическими условиями, близкими к равновесным условиям гидратообразования, что характерно для газовых месторождений, расположенных в зонах многолетних мерзлых пород. Кроме того, способ предусматривает закачку в пласт воды, что отрицательно сказывается на проницаемости продуктивных пород, имеющих глинистый материал.

Ближайшим по технической сущности к предлагаемому является способ изоляции горных выработок от притока подземных вод [4] . Способ предусматривает нагнетание в водоносные породы газа - гидратообразователя под давлением, превышающим пластовое, а затем резкое повышение давления до величины выше фазового превращения водогазовой смеси в твердое вещество.

Недостаток способа заключается в том, что резкое повышение давления газа технически трудно осуществимо из-за его сжимаемости. Кроме того, высокое давление может привести к гидравлическому разрыву пород горного пласта, т. е. величина избыточного давления в скважине ограничена величиной прочности горных пород.

Целью изобретения является упрощение процесса и повышение его эффективности.

Указанная цель достигается тем, что в способе временной изоляции газоносного пласта, включающем нагнетание в пласт газа под давлением, превышающим пластовое, перед нагнетанием скважину оборудуют забойным штуцером и нагнетание осуществляют при постоянном давлении с расходом, обеспечивающим снижение температуры на забое ниже температуры гидратообразования, до повышения устьевого давления, затем призабойную зону скважины заполняют пеной, а ствол скважины - жидкостью глушения.

Расход газа определяют по формуле

Q = 0,785d, где Q - расход газа, м³/с;

d - диаметр штуцера, м;

- молекулярный вес газа;

С_P - удельная теплоемкость газа при Р= = const, Дж/кг град;

Т - разность температур до и после дросселя, ^оС;

P₁- давление закачиваемого газа, Па;

Р₂ - пластовое давление, Па;

= , где С_v - удельная теплоемкость при v = сonst.

Сопоставительный анализ заявляемого решения с прототипом показывает, что предлагаемый способ отличается от известного тем, что для осуществления процесса снижают температуру на забое до температуры гидратообразования, для чего используют процесс дросселирования природного газа через забойный штуцер. Как только процесс гидратообразования будет закончен (образован временный блокирующий экран), что фиксируется возрастанием давления на устье скважины, подачу газа прекращают.

Анализ показал, что известно использование процесса дросселирования для низкотемпературной сепарации газа (Коротаев Ю. П. Эксплуатация газовых месторождений. М. : Недра, 1975, с. 320). Однако искусственного создания гидратов путем дросселирования природного газа по известным источникам не выявлено. Способ удовлетворяет критерию "существенные отличия".

Сущность изобретения заключается в том, что при перетекании газа, находящегося под высоким давлением, в пространство с низким давлением через узкое отверстие, наблюдается резкое понижение температуры газа (эффект Джоуля-Томсона). Для осуществления способа башмак (нижняя часть) колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) предварительно оборудуется забойным штуцером. При забойном дросселировании скорость истечения сжатого газа через башмак НКТ физически можно представить как истечение газа из баллона через малое отверстие или сопло. Считая течение установившимся и ламинарным и пренебрегая скорость газа в баллоне, скорость забойного дросселирования определяют из уравнения

v = , где С_P - удельная теплоемкость газа при Р= = соnst, Дж/кг град;

- молекулярный вес газа;

Т - разность температур до и после дросселя, ^оС;

Р₁ - давление закачиваемого газа, Па;

Р₂ - пластовое давление, Па;

= , где С_V - удельная теплоемкость газа при V = const. Расход газа при дросселировании

Q = VS, где S - площадь сечения дросселя

S = = 0,785 d², где d - диаметр дросселя.

Уравнение для определения необходимого расхода газа (темп закачки), при котором наблюдается интегральный эффект Джоуля-Томсона, т. е. охлаждение забоя скважины, имеет вид

Q = 0,785d.

При определенном расходе газа в призабойной зоне скважины образуются газовые гидраты, которые создают временный изоляционный слой. Как только давление на устье скважины начинает повышаться, закачку газа прекращают и на забой закачивают пену в объеме фильтровой зоны в качестве теплоизоляционного материала между гидратным экраном и задавочной жидкостью, которой заполняют скважину вслед за пеной. После проведения ремонтных работ скважину осваивают методом аэрации, разрушают гидратный экран известными способами (снижение давления, закачка метанола, повышение температуры газа) и передают в эксплуатацию.

П р и м е р. Исходные данные для расчета.

Пластовое давления Р₂ МПа 1,5

Устьевое давление Р_у, МПа 1,7

Толщина продуктивного плас- та h, м 10

Температура закачиваемого газа Т₁, ^оС 20

Пластовая температура Т_пл, ^оС 50

Молекулярный вес газа 16

Удельная теплоемкость газа С_P, Дж/кг град 33,26 10³

Отношение уд. теплоемкос- тей 1,309

Давление закачиваемого газа Р₁ 5,0 МПа

Диаметр дросселя d, м 0,1

Диаметр эксплуатационной колон- ны D, м 0,14

Скважина оборудована забойным штуцером с диаметром 0,1 м.

1. Для пластовых условий определяют температуру гидратообразования, для чего пользуются графиком равновесных условий (Макогон Ю. Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. М. : Недра, 1985, с. 19).

Для условий скважины температура гидратообразования Т_г.о. = 7^оС. Экспериментально установлено, что максимальная скорость образования гидратов наблюдается при переохлаждении порядка 7^оС. Таким образом, температура после дросселя должна быть около 0^оС, т. е. Т = 20^оС.

Расход газа определяют по формуле

Q = 0,785d,

Q = 0,7850,01 =

= 0,7850,01 = 0,7850,1 =

= 0,7850,01144,2 = 11,32 м³/c.

Закачивают газ с расходом 11,32 м³/с до тех пор, пока давление на устье не станет равным Р_у = 1,8 МПа. Закачку газа прекращают и в призабойную зону подают пену в количестве Q_п = 0,785D²h

Q_п = 0,785 0,142 10 = 0,154 м³. Затем ствол скважины заполняют жидкостью глушения и приступают к проведению ремонтных работ.

Предлагаемый способ позволяет осуществлять подготовку скважины к ремонтным работам на природном газе при закачке его в скважину, в то время как по прототипу необходима закачка специального газа - гидратообразователя. Кроме того, реализация способа-прототипа требует герметизации устья скважины после увеличения давления, что осуществимо для скальных пород. Предлагаемый способ не требует разработки специального оборудования.