способ глушения эксплуатационной скважины

Формула изобретения

СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ СКВАЖИНЫ, включающий закачку в затрубное пространство вязкоупругого состава и жидкости глушения, отличающийся тем, что до закачки затрубное пространство вязкоупругого состава производят закачку вязкоупругого состава в насосно-компрессорные трубы в объеме насосно-компрессорных труб, закрывают нососно-компрессорные трубы, а после закачки вязкоупругого состава в затрубное пространство, закрывают затрубное пространство, производят технологическую выдержку до стабилизации давления на устье скважины, при этом объем закачки вязкоупругого состава в затрубное пространство равен объему затрубного пространства, а жидкость глушения закачивают через затрубное пространство в объеме скважины, причем давление закачки вязкоупругого состава определяют из условия:



где P₃ - давление закачки вязкоупругого состава, МПА;

P_пл - пластовое давление, МПа;

P_г - гидростатическое давление столба закачиваемого вязкоупругого состава, МПа;

₁ - плотность закачиваемого вязкоупругого состава при нормальных условиях, кг/м³;

₂ - плотность газированного вязкоупругого состава при нормальных условиях, кг/м³.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к способу глушения эксплуатационной скважины.

Известен способ глушения скважины путем закачки жидкости глушения [1]

Недостатком этого способа является неэффективность.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ глушения эксплуатационной скважины, включающий закачку в затрубное пространство вязкоупругого состава и жидкости глушения, принятый за прототип [2]

Недостатком этого способа является невысокая эффективность.

Целью изобретения является повышение эффективности глушения эксплуатационной скважины.

Это достигается тем, что в способе глушения эксплуатационной скважины, включающем закачку в затрубное пространство вязкоупругого состава и жидкости глушения, до закачки в затрубное пространство вязкоупругого состава производят закачку вязкоупругого состава в насосно-компрессорные трубы, в объеме насосно-компрессорных труб закрывают насосно-компрессорные трубы, после закачки вязкоупругого состава в затрубное пространство закрывают затрубное пространство, производят технологическую выдержку до стабилизации давления на устье скважины, при этом объем закачки вязкоупругого состава в затрубное пространство равен объему затрубного пространства, а жидкость глушения закачивают через затрубное пространство в объеме скважины, причем давление закачки вязкоупругого состава определяют из условия:

P_з>P_пл-P_г+2,3lgP_г где Р_пл. пластовое давление, МПа;

Р_r гидростатическое давление столба закачиваемого вязкоупругого состава, МПа;

₁ плотность закачиваемого вязкоупругого состава при нормальных условиях, кг/м³;

₂ плотность газированного вязкоупругого состава при нормальных условиях, кг/м³.

В процессе эксплуатации подземное обоpудование эксплуатационных скважин может выйти из строя, и возникает необходимость в подземном или капитальном ремонте. Для проведения ремонта необходимо заглушить скважину, чтобы скважина не проявляла нефтью, газом или водой.

Наибольшие сложности при глушении эксплуатационной скважины возникают при проявлениях газа. Присутствие в стволе скважины свободного газа может быть связано с:

поступлением газа из газовой шапки;

поступлением газа из соседних скважин при негерметичности обсадной колонны в результате заколонных перетоков;

газлифтной эксплуатацией скважины, когда газ закачивается в скважину с целью лифтирования скважинной жидкости;

выделением газа, растворенного в нефти, при падении давления ниже давления насыщения в призабойной зоне или стволе скважины.

При газопроявлениях возникает опасность выбросов.

В способе по прототипу в скважину закачивают вязкоупругий состав (ВУС) в объеме, равном объему 15-20 м скважины. В таком объеме ВУСа газ, находящийся в скважине, не может полностью раствориться, растворяется только его малая часть. Поэтому при дальнейшей закачке жидкости глушения газ начинает проникать в жидкость глушения. Структурно-механические свойства жидкости глушения таковы, что газ не может в ней равномерно раствориться.

При этом образуется неоднородный поток жидкости, в котором слои жидкости чередуются с "пачками" газа. Присутствие "пачек" свободного газа создает опасность выброса, снижает гидростатическое давление столба жидкости, т.е. не представляется возможным создать противодавление на пласт, чтобы прекратить приток в скважину пластового флюида. Таким образом скважину не удается заглушить.

В предлагаемом изобретении газ, находящийся в скважине, растворяется в закачиваемом ВУСе. Причем ВУС закачивается в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) и затрубного пространства для того, чтобы весь газ, находящийся в скважине, равномерно растворился в ВУСе. При этом образуется однородный поток жидкости. Однородные структуры эффективно заменяются одна другой, поэтому газированный однородный ВУС без осложнения вытесняется жидкостью глушения.

Согласно изобретению сначала осуществляется закачка ВУСа в НКТ. Это производится для того, чтобы разобщить НКТ и затрубное пространство. При этом при последующей закачке ВУСа в затрубное пространство возникает возможность создания в затрубном пространстве давления для задавливания ВУСа в негерметичности обсадной колонны. Это позволяет ликвидировать заколонные проявления.

После закачки ВУСа в скважину необходимо произвести технологическую выдержку для того, чтобы газ, находящийся в скважине, равномерно растворился в ВУСе до образования однородной структуры. Об этом судят по прекращению изменения давления на устье скважины. Как только давление на устье скважины стабилизируется, переходят к удалению газированного ВУСа из скважины путем закачки жидкости глушения необходимой плотности. Жидкость глушения должна иметь такую плотность, чтобы обеспечить превышение гидростатического давления над пластовым на 5% и более. Закачку жидкости глушения производят через затрубное пространство в объеме НКТ и затрубного пространства для полного удаления из скважины газированного ВУСа, создания необходимого гидростатического давления на продуктивный пласт, предотвращающего поступление пластового флюида в скважину, и дальнейшего проведения подземного или капитального ремонта скважины.

Для того, чтобы во время закачки ВУСа не происходил приток флюида из пласта в скважину, необходимо, чтобы пластовое давление уравновешивалось гидростатическим давлением столба закачиваемого ВУСа. Однако газ, находящийся в скважине, растворяясь в вязкоупругом составе, снижает его плотность, а следовательно, уменьшится гидростатическое давление столба ВУСа. Уменьшение гидростатического давления столба ВУСа можно определить по формуле Стронга-Уайта:

P 2,3lgP_г где ₁ плотность закачиваемого вязкоупругого состава при нормальных условиях, кг/м³;

₂ плотность газированного вязкоупругого состава при нормальных условиях, кг/м³;

Р_г гидростатическое давление столба закачиваемого вязкоупругого состава, МПа.

Поэтому для закачки вязкоупругого состава в насосно-компрессорные трубы необходимо соблюдать условие:

Р₃ > Р_пл P_г + P (1) где Р₃ давление закачки ВУСа, МПа;

Р_пл пластовое давление, МПа.

С другой стороны, давление закачки не должно превышать давление опрессовки обсадной колонны, чтобы избежать осложнения, связанные с разрывом колонны и заколонными перетоками.

Способ осуществляется следующим образом. Закачивают вязкоупругий состав в насосно-компрессорные трубы до их полного заполнения. При этом обеспечивается разобщение трубного и затрубного пространства и растворение в вязкоупругом составе газа, находящегося в насосно-компрессорных трубах.

После заполнения ВУСом внутреннего пространства НКТ его закрывают. Затем осуществляют закачку вязкоупругого состава в затрубное пространство для растворения газа, находящегося в затрубном пространстве. Закачку ведут при давлении, выбранном в соответствии с условиями формулы (1). При этом давление закачки должно быть ниже давления опрессовки обсадной колонны. Заполнив полный объем затрубного пространства, закрывают затрубное пространство и производят технологическую выдержку. Технологическая выдержка необходима для того, чтобы газ находящийся в скважине растворился в вязкоупругом составе. Во время технологической выдержки наблюдают за изменением давления на устье скважины как в НКТ, так и в затрубном пространстве до стабилизации давления.

После этого производят закачку жидкости глушения через затрубное пространство в объеме НКТ и затрубного пространства.

П р и м е р 1. Газлифтная скважина N 2151 (куст 11) Самотлорского месторождения ДАООТ "Нижневартовскнефть" имеет:

искусственный забой на глубине 1880 м;

глубину расположения интервала перфорации 1840 м;

диаметр НКТ 73 мм;

глубину спуска НКТ 1780 м;

диаметр обсадной колонны 168 мм;

давление опрессовки обсадной колонны 14,0 МПа;

пластовое давление 19,5 МПа.

Для проведения капитального ремонта скважину необходимо заглушить. Для этого согласно предлагаемому изобретению в скважину закачали 6,5 м³вязкоупругого состава в (объем НКТ 5,0 м³ плюс объем скважины от конца НКТ до интервала перфорации 1,5 м³). В качестве вязкоупругого состава был выбран состав со следующим соотношением компонентов, полиакриламид (ПАА) 1; карбоксилсульфатспиртовая барда (КССБ) 1,5; бихромат натрия 0,2; вода остальное.

Плотность приготовленного и закачиваемого вязкоупругого состава ₁= 1050 кг/м³; плотность газированного вязкоупругого состава ₂ 400 кг/м³.

Гидростатическое давление столба закачиваемого вязкоупругого состава от устья скважины до интервала перфорации P_г=19,3 МПа.

Снижение гидростатического давления за счет насыщения вязкоупругого состава газом составило:

P 2,3lgP_г= 2,31,3 4,9 МПа

Тогда давление на устье скважины, при котором необходимо вести закачку вязкоупругого состава, должно быть

P_з>P_пл-P_г+2,3lgP_г= 19,5-19,3+4,9 5,1 МПа

Закачку вязкоупругого состава вели под давлением на устье Р₃ 12,0 МПа. Далее закрыли НКТ и начали закачку того же вязкоупругого состава в затрубное пространство. Вязкоупругого состава закачали в объеме затрубного пространства, т. е. 30 м³. Закачку производили при давлении 13,0 МПа, что меньше давления опрессовки обсадной колонны. Затем закрыли затрубное пространство. После этого произвели технологическую выдержку. При этом, как показали манометры, на устье скважины давление в НКТ и в затрубном пространстве сначала снизилось до 10 МПа. Через 16 ч давление на устье скважины прекратило снижаться и установилось на уровне 8,5 МПа. Далее через затрубное пространство начали закачку жидкости глушения. В качестве жидкости глушения был выбран соляной раствор плотностью 1100 кг/м³. Соляного раствора закачали 35,3 м³, т.е. в объеме затрубного пространства и НТК. Через 24 ч после закачки давление на устье скважины установилось равным нулю и не изменялось в течение недели, что свидетельствовало о полном глушении скважины и служило основанием для начала проведения капитального ремонта.

П р и м е р 2. Согласно прототипу в скважину с характеристиками, приведенными в примере 1, через затрубное пространство закачали вязкоупругий состав в объеме 20 м затрубного пространства, что составило 0,5 м³. Вязкоупругий состав был выбран, как в примере 1. После этого для продавки ВУСа до башмака НКТ в затрубное пространство закачали 24,6 м³жидкости глушения. В качестве жидкости глушения был выбран соляной раствор плотностью 1180 кг/м³. Далее закрыли затрубное пространство. Затем через НКТ закачали ВУС в объеме 20 м НКТ плюс объем скважины от башмака до интервала перфорации 1,5 м³. Для продавки ВУСа в пласт в НКТ закачали 6,8 м³ жидкости глушения. В качестве жидкости глушения использовали соляной раствор плотностью 1180 кг/м³. Через 24 ч измеряли давление на устье скважины. Оно составило 0,6 МПа, и в дальнейшем при открытом устье давление продолжало держаться на этом уровне в течение 2 сут. а скважина проявляла нефтью с газом. Это позволило сделать вывод о том, что скважина не заглушена.

На основании результатов применения способа можно сделать вывод, что предлагаемое изобретение позволит эффективно глушить эксплуатационные скважины.