Способ создания скважинного гравийного фильтра

 

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к газонефтедобывающей промышленности, и может быть широко использовано при заканчивании скважин в процессе бурения или проведении ремонта скважин для борьбы с выносом песка из слабосцементированных и несцементированных продуктивных пластов. Обеспечивает повышение эффективности способа, особенно при низких температурах без увеличения капитальных затрат на дополнительное оборудование. Сущность изобретения: по способу осуществляют спуск в скважину на насосно-компрессорных трубах (НКТ) фильтра, отбор газа из пласта через фильтр по НКТ и доставку гравия по затрубному пространству в среде флюида. При освоении газовой скважины в качестве флюида для доставки гравия применяют газовый конденсат при концентрации гравия от 150 до 300 кг/м³. Газовый конденсат закачивают в зону фильтра до доставки гравия в эту зону и после его доставки. Гравий доставляют в скважину при забойном давлении ниже пластового. 1 з.п. ф-лы., 2 ил.

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к газонефтедобывающей промышленности, и может быть широко использовано при заканчивании скважин в процессе бурения или проведении ремонта скважин для борьбы с выносом песка из слабосцементированных и несцементированных продуктивных пластов, особенно на поздней стадии эксплуатации месторождения, поскольку по мере истощения запасов газа и дальнейшего падения пластового давления происходит увеличение эффективного горного давления, напряжений в приствольной зоне продуктивного пласта, изменение порометрических характеристик и механических свойств горных пород, что в последующем приводит к постепенному выносу пластового песка из призабойной зоны скважины (ПЗС). Кроме того, причиной пескопроявлений газовых скважин является постепенное их обводнение как подошвенными, так и конденсационными водами.

Известен способ создания скважинного гравийного фильтра, включающий спуск в скважину на насосно-компрессорных трубах (НКТ) фильтра и намыв гравия пеной с его внешней стороны при забойном давлении ниже пластового с добавлением на забой газа, поступающего из пласта (см. а.с. СССР N 1703809 A1, кл E 21 B 43/08, 1992).

Недостатком способа является возможность образования пробки из гравия при его доставке по затрубному пространству. Кроме того, создаются условия вспенивания гравия на забое, что ведет к образованию рыхлого гравийного массива за фильтром с последующим выносом пластового песка в процессе эксплуатации скважины.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ создания скважинного гравийного фильтра, включающий спуск в скважину на насосно-компрессорных трубах фильтра, отбор газа из пласта через фильтр по насосно-компрессорным трубам и доставку гравия по затрубному пространству в среде флюида (см. патент РФ N 2015309 С1, кл. Е 21 В 43/08, 1994).

Недостатком способа является неэффективность его использования при низких температурах (низкая термостабильность), поскольку водный раствор ПАВ способен замерзать даже при температуре 0^oC.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа, особенно при низких температурах без увеличения капитальных затрат на дополнительное оборудование.

Необходимый технический результат достигается тем, что в способе создания скважинного гравийного фильтра, включающем спуск в скважину на насосно-компрессорных трубах фильтра, отбор газа из пласта через фильтр по насосно-компрессорным трубам и доставку гравия по затрубному пространству в среде флюида, согласно изобретению при освоении газовой скважины в качестве флюида для доставки гравия применяют газовый конденсат при концентрации гравия от 150 до 300 кг/м³, при этом газовый конденсат закачивают в зону фильтра до доставки гравия в эту зону и после его доставки, а гравий доставляют в скважину при забойном давлении ниже пластового.

Кроме того, для доставки гравия применяют конденсат, используемый при освоении скважины.

Сущность способа заключается в том, что в скважину на НКТ спускают компоновку с фильтрующими элементами и доставляют гравий жидкостью на углеводородной основе - газовом конденсате, который используют для освоения скважин, с его внешней стороны, причем гравий в скважину доставляют при забойном давлении ниже пластового, т.е. скважина работает в режиме "отбор газа из пласта". При этом перед доставкой гравия и после его доставки в зону фильтра закачивают газовый конденсат с целью оттеснения газа из нагнетательной линии перед доставкой и упаковки гравийного массива после завершения процесса. В результате перемешивания гравийно-жидкостной смеси и пластового газа частички гравия равномерно распределяются по всему объему фильтровой зоны. Гравий для сооружения гравийного массива в процессе освоения скважины доставляют с устья скважины в ПЗС жидкостью-гравиеносителем - газовым конденсатом. Гравийно-жидкостную смесь (пульпу) готовят на поверхности при помощи устройства для намыва гравия (УНПД) и доставляют в скважину способом обратной циркуляции. Дойдя до фильтровой компоновки, пульпа разделяется на жидкость-носитель, которая, пройдя сквозь щели фильтра-каркаса, разгазируется, поднимается на поверхность вместе с газом по НКТ и выбрасывается на факельную линию, а гравий остается в кольцевом пространстве между фильтровой компоновкой и стенкой скважины, при этом газовый конденсат, отфильтровываясь через зернистый материал, дополнительно уплотняет его, чем создается более прочный и надежный защитный экран, способный предупредить эрозию фильтра пластовым песком, что в значительной степени повышает надежность его в работе на забое скважины. В то же время постоянная работа скважины в процессе доставки гравия полностью исключает проникновение жидкости в пласт, ликвидируя возможность снижения ее производительности. Естественная проницаемость пласта-коллектора не ухудшается, так как поступающий в скважину газ препятствует фильтрации жидкости в пласт и закупориванию пор. Концентрация гравия в газовом конденсате должна составлять от 150 до 300 кг/м³.

Количество гравия, необходимого для создания гравийно-намывного фильтра (ГНФ) для каждой конкретной скважины, выбирают из объема кольцевого пространства между фильтром и внутренним диаметром перфорированной эксплуатационной колонны, либо вырезанным или открытым участком эксплуатационной колонны в зону суперколлектора продуктивного пласта (исходя из данных кавернометрии) плюс 15-20% на уплотнение зерен в процессе завершения операции и возможное проскакивание их в ПЗС.

Способ поясняется чертежом фиг. 1, на котором изображена схема проведения процесса и графиком фиг. 2 результатов исследований сеноманской скважины N 762 до и после проведения ремонтных работ с целью ограничения выноса пластового песка посредством установки ГНФ ФСК-114.

Схема (фиг. 1) состоит из скважины (1), эксплуатационной колонны (2), интервала суперколлектора ПЗС (3), НКТ (4), секций ФСК-114 (5), центратора (6), насосных агрегатов (7,12), емкостей (8,9), нагнетательных трубопроводов (10,13), емкости УНПД (11), затрубного пространства (14), патрубка-дозатора с штуцирующим устройством и сетчатым рассеивателем УНПД (15), емкости-накопителя для гравия УНПД (16), гравийного материала (17), воронки-ловушки УНПД (18,19), трубного пространства (20) и гравийного массива (21).

Технология создания ГНФ в скважине заключается в следующем (фиг. 1).

Производят глушение скважины (1), извлекают комплекс подземного оборудования, производят работы по изоляции водопритока с последующей дополнительной перфорацией или вырезанием и расширением участка эксплуатационной колонны (2) в интервале суперколлектора (3) продуктивного пласта с целью совершенствования скважины по степени и характеру вскрытия, что многократно увеличивает площадь контакта на границе "пласт-скважина". Спускают в скважину на НКТ (4) в зону суперколлектора фильтрующие элементы (5) с центраторами (6). Переводят скважину на газовый конденсат и производят освоение, отрабатывают ее по НКТ через штуцера определенного типоразмера, до появления на устье сухого газа. Не прекращая отработки скважины по НКТ, производят обвязку ее затрубного пространства необходимым оборудованием для доставки гравийного материла на забой за фильтр. Одновременно осуществляют все вспомогательные операции по транспортировке и заправке УНПД гравием и емкостей конденсатом. После того, как закончены все подготовительные работы и опрессована вся система в целом насосным агрегатом (7) из емкости (8) по нагнетательному трубопроводу (10) закачивают в емкость (11) УНПД порцию газового конденсата. По завершении наполнения емкости насосным агрегатом (12) по нагнетательному трубопроводу (13) в затрубное пространство (14) закачивают порцию газового конденсата, не прекращая работы насосного агрегата (7). Далее открывают патрубок-дозатор с штуцирующим устройством с сетчатым рассеивателем (15) УНПД, расположенный в нижней части емкости-накопителя для гравия (16), и регулируют расход гравия (17) для поступления в воронку-ловушку (18), которая имеет в верхней своей части восемь отверстий (19) с суммарным диаметром d= 120 мм. При попадании газового конденсата в воронку-ловушку через отверстия в ней происходит гидродинамическое перемешивание гравия с конденсатом. Продолжают закачку гравийно-жидкостной пульпы по затрубному пространству до резкого увеличения давления на устье, закрывают трубное пространство (20) и производят уплотнение гравийного массива (21) 5 -10 кратным созданием и выдержкой под давлением на величину не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны и давления гидроразрыва пласта. По завершению сооружения гравийного массива производят удаление излишков гравия посредством спуска НКТ в зону фильтра с прямой циркуляцией (при необходимости), после чего технологическое оборудование заменяют эксплуатационным. После освоения и вывода на рабочий режим скважина вводится в эксплуатацию.

Пример.

Одна из сеноманских скважин N 762 Уренгойского месторождения на поздней стадии эксплуатации и характерного процесса обводнения работала со следующими параметрами до проведения ремонтных работ: Q_r=446 тыс.м, 3/сут, P=6,2 кг с/см², Р_пл=49,82 кг с/см², газоводяной контакт 1247 м, коэффициенты фильтрационных сопротивлений: A = 0,5638; B= 0,00779. Технические данные по скважине: эксплуатационная колонна d=219 мм, НКТ d=168 мм спущены до глубины 1141 м, пакер ПСС -219-140 установлен на глубине 914 м. В продукции скважины при помощи проведения комплекса газодинамических (ГДИ) и специальных исследований с применением "Надым-2" и системы индикации песка "Импульс-П" с датчиком песка "Спектр-М" определено наличие выноса пластового песка в количестве 13,5 г/тыс. м³ добываемого газа, что влечет за собой абразивный износ элементов подземного оборудования, наземной обвязки и промыслового коллектора. Это неоднократно подтверждалось при извлечении НКТ из газовых скважин и осмотре наземной обвязки и промыслового коллектора.

Ограничение дебитов сеноманских скважин установкой нерегулируемых диафрагм и угловых штуцеров уменьшает вынос пеcка, но снижает суточный дебит скважины и общую добычу газа в 3-4 раза, а также конечный коэффициент газоотдачи залежи.

Таким образом, данные примеры наглядно подтверждают, что для повышения надежности работы подземного оборудования, наземной обвязки и промысловых коллекторов, а также для поддержания общей добычи газа по месторождению требуется создание специальной защиты, т.е. не только использование фильтра для задержания пластового песка, поступающего в скважину для предотвращения его дальнейшего движения на поверхность, но и использование гравия совместно с фильтром для того, чтобы задержать пластовый песок на месте его залегания. Набивки, обеспечивающие фильтрационное задержание песка, применяют для того, чтобы предотвратить проникновение отдельных пластовых частиц в поровое пространство гравийного фильтра. Частицы материала в гравийной набивке, обеспечивающие фильтрационное задержание пластовых частиц, по своему размеру в 5-6 раз больше частиц, согласно (см.Съюмен Д., Эллис P., Сайдер Р. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах. Пер. с англ. (под ред. М. А. Цайгера, -М.: Недра, 1986, -176), удерживающих пластовый песок благодаря образованию перемычек. Поскольку частицы в набивке все же значительно крупнее, чем зерна песка, заметного сопротивления движению газа набивка не оказывает. Данный способ является наиболее простым и удобным.

С учетом всех изложенных факторов был разработан способ создания скважинного гравийного фильтра для месторождений Крайнего Севера в условиях низких температур, состоящий из ряда этапов. Производят эффективное глушение скважины блокирующим составом и жидкостью глушения с предварительной закачкой в ПЗС расчетного количества спиртокетоновых и водоспиртовых растворов (метанол + ацетон). Выполняют ремонтные работы по извлечению комплекса подъемного оборудования с пакером ПСС-219-140, посредством спуска инструмента по извлечению пакера на бурильных трубах. Проводят водоизоляционные работы с принудительной закачкой полимертампонажного состава в обводненный интервал ПЗС с целью создания для проникновения подошвенных вод непроницаемого экрана. Выполняют прострелочно-взрывные работы в интервале 1100-1143 м зарядами ПКС- 80 по 24 отв. На 1 п.м. (всего 1032 отв.). Возможно выполнение работ по вырезанию с последующим расширением эксплуатационной колонны в зоне суперколлектора ПЗС, что многократно увеличивает площадь контакта "пласт-скважина", как это произведено на скв. NN 934, 823, 5141, посредством спуска на бурильных трубах вырезающего устройства. Производят оборудование фильтровой компоновки на НКТ d=114 мм ГОСТ 633-80 с использованием ФСК-114 (14 секций ФСК-114 с общей длиной 35 м) продуктивного суперколлектора скважины.

Фильтр ФСК-114 предназначен для задержания пластового песка, поступающего в скважину вместе с добываемым газом на месте его залегания с целью предотвращения его дальнейшего движения на поверхность. Необходимый межвитковый зазор достигается за счет применения контактной сварки для соединения фильтрующей проволоки с опорными стержнями (фильтр ФСК). При этом образуется щель с углом раскрытия 8. 12^o в сторону движения флюида; форма щели обеспечивает ее самоочищаемость от попавших в нее твердых частиц. В отличие от проволоки круглого сечения проволока трапецеидального сечения не создает условий для кольматации входа в щель мелкими частицами, если к щелевому зазору примыкают крупные зерна гравия. Суммарная площадь проходного сечения фильтра-каркаса равна 6 площадям проходного сечения внутренней полости фильтра, что превышает в 2 раза общепринятый мировой стандарт и следовательно повышает пропускную способность фильтра.

На скважину завозят необходимое оборудование и химреагенты, согласно фиг. 1. Монтируют нагнетательную линию и опрессовывают на давление 150 кг с/см² при закрытом затрубном пространстве. Производят вызов притока из ПСЗ, посредством перевода скважины на газовый конденсат в объеме V= 35 м³ по затрубному пространству. При помощи УНПД при открытом затрубном пространстве и в процессе отработки скважины на факел в штуцере d_шт=20 мм двумя насосными агрегатами при производительности насосов 9,2 л/с на третьей передаче закачивают газовый конденсат в затрубное пространство в объеме V_r.к.=5м³ для оттеснения газа из нагнетательной линии и, нв прекращая технологический цикл, выполняют работы по доставке гравийного массива за счет ФСК-114 (фиг. 1). При этом расчетный закачанный объем гравия фракционного состава 0,6-1,2 мм составляет V_гр.= 2,8 м³ при расходе жидкости-гравиеносителя - газового конденсата V_г.к.= 30 м³. По завершению процесса при увеличении давления в затрубном пространстве до 50 кг с/см² производят 5 кратное создание давления до 110 кг с/см² с выдержкой по 15 мин, для уплотнения созданного гравийного массива. Таким образом, производят создание в затрубном пространстве за ФСК-114 гравийного массива в процессе освоения и отработки скважины. В этом случае не требуется проведение дополнительного освоения скважины и в то же время создается надежный, защитный абразивно-устойчивый экран, значительно повышающий срок работы подземного оборудования и наземной обвязки.

Результаты проведенных работ оценивают проведением комплекса геофизических, ГДИ и специальных исследований с применением "Надым-2" и системы индикации песка "Импульс-11" с датчиком песка "Спектр-М" по скважине N 762 (фиг. 2). В результате проведенных исследований установлено, что дебиты и депрессии находятся в пределах режимных величин. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений A и B уменьшаются на 40%. При этом количество выносимого пластового песка до проведения ремонтных работ составляло 13,5 г/1000 м³ добываемого газа, после ремонта наличие выноса пластового песка не отмечено, что повышает надежность эксплуатации подземного и наземного оборудования.

Следует отметить основные преимущества предлагаемого способа в сравнении с прототипом.

1. Простота технологии проведения сооружения ГНФ ФСК-114.

2. Отпадает необходимость в использовании дополнительной жидкости-гравиеносителя для проведения процесса создания ГНФ.

3. Затраты по эксплуатации устройства УНПД для намыва гравия многократно ниже по сравнению с затратами на эксплуатацию компрессора.

4. Минимальный расход жидкости-гравиеносителя - газового конденсата, который является добываемым сырьем на месторождениях Крайнего Севера.

5. Возможность использования в условиях низких температур, характерных для районов Крайнего Севера.

Предлагаемый способ подтверждается апробацией на примере проведения капитального ремонта с целью ограничения выноса механических примесей установкой ГН ФСК-114 в 5-ти скважинах (NN 762, 764, 934, 5141, 8123) Уренгойского месторождения.

Формула изобретения

1. Способ создания скважинного гравийного фильтра, включающий спуск в скважину на насосно-компрессорных трубах фильтра, отбор газа из пласта через фильтр по насосно-компрессорным трубам и доставку гравия по затрубному пространству в среде флюида, отличающийся тем, что при освоении газовой скважины в качестве флюида для доставки гравия применяют газовый конденсат при концентрации гравия от 150 до 300 кг/м³, при этом газовый конденсат закачивают в зону фильтра до доставки гравия в эту зону и после его доставки, а гравий доставляют в скважину при забойном давлении ниже пластового.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для доставки гравия применяют конденсат, используемый при освоении скважины.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2