способ глушения низкотемпературной газоконденсатной скважины

Формула изобретения

Способ глушения низкотемпературной газоконденсатной скважины, оборудованной эксплуатационной колонной, колонной насосно-компрессорных труб и факельной линией, включающий закачивание в скважину последовательно буферной, блокирующей и задавочной жидкостей, отличающийся тем, что первоначально в скважину закачивают метанол, осуществляют прогрев скважины пуском ее в работу через факельную линию, оттеснение смеси воды и газового конденсата с забоя скважины в пласт подачей газа, закачивание буферной жидкости - стабильного газового конденсата, затем задавочной жидкости состава, мас.%: хлористый натрий 6,0-20,0, ПКР 6,0, вода 74,0-88,0, затем блокирующей жидкости, состава, мас.%: хлористый натрий 6,0-20,0, ПКР 18,0, вода 62,0-76,0 или состава, мас.%: хлористый натрий 10,0-20,0, полимер Робус-Г 1,0-1,5, вода 78,5-89,0, продавливание ее указанной задавочной жидкостью до повышения давления закачивания на 2-3 МПа, при этом закачивание буферной, блокирующей и задавочной жидкостей осуществляют через затрубное пространство скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушения низкотемпературных газоконденсатных скважин перед проведением капитального ремонта скважин (КРС) в условиях АНПД и низкой проницаемости пласта.

Глушение низкотемпературных газоконденсатных скважин обычно проводится через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ). В процессе глушения низкотемпературных газоконденсатных скважин, как показывает опыт разработки Медвежьего, Уренгойского и Ямбургского месторождений, зачастую наблюдается гидратообразование верхней части ствола скважины, приводящей к перекрытию ствола скважины гидратной пробкой и необходимости проведения работ по растеплению скважины.

Известен способ глушения скважины в условиях АНПД, включающий закачивание в скважину последовательно буферной, блокирующей и задавочной жидкостей [RU 2255209 С1, МПК⁷ Е21В 43/12, опубл. 2005.06.27].

Недостатком способа глушения скважин является невозможность надежно заглушить скважину, так как проходное отверстие колонны НКТ меньше, нежели проходное сечение затрубного пространства скважины (между эксплуатационной колонной и колонной НКТ), и в нем большая вероятность образования гидратных пробок при закачивании в скважину буферной, задавочной и блокирующей жидкостей. Это может привести к прекращению циркуляции, к возникновению аварийной ситуации.

Задача при создании изобретения заключается в разработке способа глушения низкотемпературных газоконденсатных скважин, исключающего гидратообразование в стволе скважины и загрязнение продуктивного пласта.

Технический результат предлагаемого изобретения состоит в повышении надежности глушения низкотемпературных газоконденсатных скважин перед проведением капитального ремонта скважин (КРС) в условиях АНПД и низкой проницаемости пласта.

Поставленная задача и технический результат достигается тем, что в известном способе глушения низкотемпературной газоконденсатной скважины, оборудованной эксплуатационной колонной, колонной насосно-компрессорных труб и факельной линией, включающем закачивание в скважину последовательно буферной, блокирующей и задавочной жидкостей, в отличие от прототипа первоначально в скважину закачивают метанол, осуществляют прогрев скважины пуском ее в работу через факельную линию, оттеснение смеси воды и газового конденсата с забоя скважины в пласт подачей газа, закачивание буферной жидкости - стабильного газового конденсата, затем задавочной жидкости состава, мас.%: хлористый натрий 6,0-20,0, ПКР 6,0, вода 74,0-88,0, затем блокирующей жидкости, состава, мас.%: хлористый натрий 6,0-20,0, ПКР 18,0, вода 62,0-76,0 или состава, мас.%: хлористый натрий 10,0-20,0, полимер Робус-Г 1,0-1,5, вода 78,5-89,0, продавливание ее указанной задавочной жидкостью до повышения давления закачивания на 2-3 МПа, при этом закачивание буферной, блокирующей и задавочной жидкостей осуществляют через затрубное пространство скважины.

Способ реализуется следующим образом.

Первоначально в низкотемпературную газоконденсатную скважину закачивают метанол и осуществляют прогрев скважины пуском ее в работу через факельную линию, а после прогрева скважины по колонне насосно-компрессорных труб - НКТ - подают газ и оттесняют скопившуюся на забое скважины смесь пластовой воды и газового конденсата в продуктивный пласт.

На завершающей стадии разработки месторождений в условиях аномально низких пластовых давлений - АНПД - практически во всех газоконденсатных скважинах на забоях присутствует смесь пластовой воды и газового конденсата. Столб жидкости на забое скважины порою достигает нескольких метров и самозадавливает скважину вплоть до прекращения добычи газа и газового конденсата. Помимо этого, наличие столба жидкости способствует снижению рабочего дебита и образованию в стволе скважины гидратно-ледяных пробок. Продавливание пластовой воды в пласт делается для исключения смешивания пластовой воды с блокирующим составом.

Затем в скважину через затрубное пространство последовательно закачивают буферную, блокирующую и задавочную жидкости.

В качестве буферной жидкости используют стабильный газовый конденсат, в качестве задавочной жидкости - полимерный состав, содержащий полимер-коллоидный раствор - ПКР по ТУ 9172-003-35944370-01, представляющий собой порошок полимера К.К.Робус, производства г.Краснодар, а в качестве блокирующей жидкости - полимерный состав с плотностью, большей плотности задавочной жидкости - загущенный состав, содержащий ПКР, или полимерный раствор Робус-Г (Робус-Г, ТУ 9172-003-35944370-01, производитель ЗАО «Робус»). Причем блокирующий состав продавливают задавочной жидкостью сначала на забой, а затем в прискважинную зону пласта. Объем блокирующего состава определяют с учетом высоты интервала перфорации, наличия каверн в прискважинной зоне пласта, исходя из необходимости перекрытия им интервала перфорации, заполнения имеющихся каверн и его продавливания в пласт на глубину порядка 0,5 м.

Далее оставляют скважину на технологическую выстойку не менее 12 часов. По мере роста давления (до 1 МПа) в трубном и затрубном пространствах скважины периодически стравливают скапливающиеся газовые шапки. При снижении уровня доливают скважину жидкостью глушения.

Трубное пространство скважины соединено с факельной линией, оборудованной штуцером, диаметр которого обеспечивает необходимое противодавление и плавность протекания технологических процессов, не приводя к условию возникновения открытого газового фонтана. Диаметр штуцера указывается в плане работ, например, для условий газоконденсатных скважин Ямбургского месторождения, диаметр штуцера должен быть не более 8-9 мм.

Пример осуществления способа.

В скважину глубиной (Н) 2500 м, оборудованную эксплуатационной колонной диаметром 168 мм (с внутренним диаметром D 150,3 мм), через затрубное пространство закачивают 1,5 м³ метанола. Запускают скважину в работу с выпуском газа через факельную линию в течение 3 ч. После прогрева скважины по колонне НКТ диаметром 73 мм (с внутренним диаметром d 62 мм) подают газ в объеме НКТ и каверн (r=0,5), оттесняют скопившуюся на забое скважины смесь пластовой воды и газового конденсата в продуктивный пласт толщиной (h) 10 м.

Готовят необходимые объемы задавочной и блокирующей жидкостей.

Объем закачиваемого в скважину газа V_г определим по формуле:

V_г= ·d²·Н/4=3,14·0,062 ²·0,5·2500/4=37,4 м³

Объем закачиваемого в скважину блокирующего состава V _бл определим по формуле:

V_бл = ·r²·h=3,14·0,5·10=7,85 м³

Объем закачиваемой в трубное (V _{зж зт}) и затрубное (V_{зж зт}) пространства скважины задавочной жидкости V_зж определим по формуле:

V_зж=V _{зж т}+V_{зж зт}

V _{зж т}= ·d²·Н/4=3,14·0,062 ²·2500/4=7,5 м³

V _{зж зт}= ·Н·(D²-d ²)/4=3,14·2500·(0,1503² -0,062²)/4=37,3 м³

После этого в скважину через затрубное пространство закачивают в качестве буферной жидкости 2 м³ стабильного газового конденсата. Следом за ним в качестве задавочной жидкости закачивают ПКР в объеме НКТ, затем в качестве блокирующей жидкости - загущенный ПКР или полимерный раствор Робус-Г. Блокирующую жидкость продавливают на забой и в прискважинную зону пласта задавочной жидкостью в объеме затрубного пространства скважины. При этом ранее закаченная в затрубное пространство задавочная жидкость выдавливается в трубное пространство скважины. Продавливание блокирующей жидкости прекращают при возрастании давления закачивания на 2-3 МПа.

В качестве задавочной жидкости - жидкости глушения - используют состав, мас.%: хлористый натрий 20, ПКР 6, вода 74, с плотностью 1140 кг/м³, условной вязкостью 30-40 с, фильтрация 3 см³/30 мин, СНС 3/6 дПа, рН 6,5.

В качестве блокирующей жидкости используют загущенный раствор следующего состава, мас.%: хлористый натрий 10, ПКР 18, вода 72, с плотностью 1180 кг/м³ , условной вязкостью 150-180 с, фильтрация 0 см ³/30 мин, СНС 32/33 дПа, рН 6,5.

Аналогичный результат при использовании полимерного раствора следующего состава, мас.%: хлористый натрий 15, полимера Робус-Г 1,2, вода 83,8, с плотностью 1180 кг/м³, условной вязкостью 180 с, фильтрация 0 см³/30 мин, СНС 32,4/33,6 дПа, рН 6,5.

После продавливания в прискважинную зону пласта блокирующей жидкости в трубном и затрубном пространствах скважины находится задавочная жидкость. Созданием циркуляции проводят выравнивание параметров жидкости в трубном и затрубном пространствах скважины.

Далее оставляют скважину на технологическую выстойку 14 часов. По мере роста давления до 1 МПа в трубном и затрубном пространствах скважины периодически стравливают скапливающиеся газовые шапки. При снижении уровня задавочной жидкости, определяемой с помощью эхолота «СУДОС-мини 2», доливают скважину до устья, но не более 3-5 м³.

Использование предлагаемого изобретения позволит сократить продолжительность и повысить эффективность глушения низкотемпературных газоконденсатных скважин в условиях АНПД или низкопроницаемых пластов, устранить гидратообразование в стволе скважины и загрязнение продуктивного пласта.