способ консервации газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений

Формула изобретения

Способ консервации газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений, включающий заполнение ствола скважины жидкостью через фонтанную арматуру, закрытие задвижки фонтанной арматуры и выдержку скважины под давлением, отличающийся тем, что в качестве жидкости используют метанольную воду, заполнение которой осуществляют до верхних перфорационных отверстий, объем метанольной воды определяют по уравнению

V_ж= ·D² _вн·(h₁+h₂)/4,

где V_ж - объем метанольной воды, м³ ;

D_вн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

h₁ - интервал перфорационных отверстий, м;

h₂ - глубина забоя, м.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к консервации газовых скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Известен способ консервации газовой скважины, включающий заполнение ствола скважины жидкостью [РД 39-2-1182-84. Инструкция по оборудованию устьев и ствлов опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, наблюдательных, нагнетательных, структурных, структурно-геохимических и специальных скважин при их ликвидации или консервации. - М.: Миннефтепром, Мингазпром, Мингеологии, Госгортехнадзор СССР, 1985. - С.10-13].

Недостатком этого способа при консервации газовых скважин в условиях АНПД является обязательное глушение скважины жидкостью глушения, извлечение из скважины лифтовой колонны с внутрискважинным оборудованием, спуск в скважину промывочных труб, промывка ствола скважины и интервала перфорационных отверстий промывочной жидкостью, замена ее на нейтральную (инертную) жидкость и заполнение интервала многолетнемерзлых пород (ММП) незамерзающей жидкостью. В результате этого происходит загрязнение продуктивного пласта жидкостью глушения и промывочной жидкостью. После такого негативного воздействия этих жидкостей на продуктивный пласт затруднен вызов притока газа из продуктивного пласта после окончания периода консервации скважины вплоть до невозможности освоить скважину.

Известен способ консервации газовой скважины, включающий заполнение ствола скважины жидкостью [РД 08-347-00. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов. - М.: Госгортехнадзор, 2000. - С.24-26].

Недостатком этого способа при консервации газовых скважин в условиях АНПД является обязательное глушение скважины жидкостью глушения, извлечения из скважины лифтовой колонны с внутрискважинным оборудованием, спуск в скважину промывочных труб, промывка ствола скважины и интервала перфорационных отверстий промывочной жидкостью, замена ее на нейтральную (инертную) жидкость и заполнение интервала многолетнемерзлых пород (ММП) незамерзающей жидкостью. В результате этого происходит загрязнение продуктивного пласта жидкостью глушения и промывочной жидкостью. После такого негативного воздействия этих жидкостей на продуктивный пласт затруднен вызов притока газа из продуктивного пласта после окончания периода консервации скважины вплоть до невозможности освоить скважину.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в разработке надежного способа консервации газовой скважины в условиях АНПД.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в устранении загрязнения продуктивного пласта и облегчении вызова притока газа из продуктивного пласта после завершения периода консервации скважины.

Технический результат достигается тем, что в известном способе консервации газовой скважины в условиях АНПД, включающем заполнение ствола скважины жидкостью через фонтанную арматуру, закрытие задвижки фонтанной арматуры и выдержку скважины под давлением, в отличие от прототипа, в качестве жидкости используют метанольную воду, заполнение которой осуществляют до верхних перфорационных отверстий, объем метанольной воды определяют по уравнению:

V_ж= ·D² _вн·(h₁+h₂)/4,

где V_ж - объем метанольной воды, м ³;

D_вн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

h₁ - интервал перфорационных отверстий, м;

h₂ - глубина забоя, м.

На чертеже показан способ реализации заявляемого изобретения.

Способ реализуется следующим образом.

Ствол газовой скважины заполняют через фонтанную арматуру 1 и находящуюся в газовой скважине лифтовую колонну 2 метанольной водой 3 до верхних перфорационных отверстий 4, закрывают задвижки 5 фонтанной арматуры 1 и оставляют газовую скважину под давлением. При этом объем метанольной воды 3 определяют по уравнению:

V_ж= ·D² _вн·(h₁+h₂)/4,

где V_ж - объем метанольной воды, м ³;

D_вн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

h₁ - интервал перфорационных отверстий, м;

h₂ - глубина забоя, м.

При необходимости после заполнения ствола газовой скважины жидкостью и закрытия задвижек 5 фонтанной арматуры 1 штурвалы с задвижек 5 фонтанной арматуры 1 снимают.

Применение метанольной воды обеспечивает коррозионо- и морозостойкость эксплуатационной колонны 6, лифтовой колонны 2 и фонтанной арматуры 1, предотвращает загрязнение продуктивного пласта 7.

Наличие метанольной воды 3 на забое 8 скважины и столба газа 9 в стволе при закрытых задвижках 5 на фонтанной арматуре 1, образующего газовую шапку, препятствует поступлению газа из продуктивного пласта 7, с одной стороны, а с другой, - обеспечивает сохранность продуктивных характеристик скважины, так как метанольная вода не проникает в продуктивный пласт 7 и не загрязняет его, а если и попадет, то за счет наличия в ней метанола (метанолового спирта) загрязнения продуктивного пласта не произойдет.

В процессе консервации газовой скважины периодически определяют уровень метанольной воды 3, например, с помощью эхолота.

В случае понижения уровня метанольной воды 3, например, при поглощении ее продуктивным пластом 7, скважину доливают до восстановления прежнего уровня.

Следует отметить, что в случае попадания метанольной воды в продуктивный пласт 7 происходит абсорбция содержащейся в продуктивном пласте 7 и газе влаги, что способствует осушающему воздействию на продуктивный пласт 7, предотвращает гидратообразование в процессе освоения скважины.

Наличие метанольной воды 3 небольшого объема и столба газа 9 над нею облегчает вызов притока газа из продуктивного пласта 7.

Пример реализации способа.

Ствол газовой скважины, глубиной 1200 м, оборудованной эксплуатационной колонной диаметром 168 мм (с внутренним диаметром D_вн 150,3 мм) и имеющей забой h₂ глубиной 40 м и интервал перфорационных отверстий h₁, равный 80 м, через фонтанную арматуру и находящуюся в скважине лифтовую колонну заполнили расчетным объемом метанольной воды V_ж, определенный по уравнению:

V_ж= ·D² _вн·(h₁+h₂)/4

V_ж=3,14·(0,1503)²·(80+40)/4=2,1 м³.

После заполнения ствола газовой скважины метанольной водой закрыли задвижки на фонтанной арматуре и скважину оставили под давлением. Движения газа в стволе газовой скважины при этом нет. Штурвалы с задвижек фонтанной арматуры сняли. Штурвал оставили только на коренной задвижке, чтобы периодически (раз в квартал) определять уровень находящейся на забое метанольной воды с помощью эхолота и при необходимости доливать скважину метанольной водой для восстановления прежнего уровня.

Предлагаемый способ консервации газовой скважины в условиях АНПД эффективен, когда любое загрязнение продуктивного пласта может привести к большим временным и материальным затратам при вызове притока газа из продуктивного пласта и даже к невозможности вообще освоить и пустить газовую скважину в работу после завершения периода ее консервации. Способ более надежен, так как устраняет загрязнение продуктивного пласта, в частности устраняет заполнение фильтрационных каналов и пор жидкостью, которую полностью удалить из них практически не удается, что ведет к снижению продуктивных характеристик скважины, а следовательно, - к уменьшению ее рабочего дебита. Обеспечивает экологическую чистоту и безопасность газовой скважины, находящейся в консервации. Сокращает продолжительность работы по консервации газовой скважины.