Способ глушения газовой скважины

 

Изобретение относится к разработке газовых месторождений и может быть использовано для глушения газовых эксплуатационных скважин при проведении в них подземных и капительных ремонтов, преимущественно в продуктивных пластах с аномально низкими пластовыми давлениями. Для глушения скважины блокируют интервал перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по колонне насосно-компрессорных труб блокирующего состава. Осуществляют последующую закачку в скважину задавочной жидкости. В качестве блокирующего состава используют тампонажный материал с компонентом в своем составе, разрушаемым при химическом воздействии. Задавочную жидкость используют на углеводородной основе. Перед подачей блокирующего состава скважинную жидкость на забое скважины оттесняют в пласт. Блокирующий состав подают на забой скважины и в прискважинную зону пласта закачкой по колонне насосно-компрессорных труб газа. Задавочную жидкость закачивают в скважину порциями после затвердения тампонажного материала. Газ, замещаемый в скважине задавочной жидкостью, отбирают на устье скважины. Тампонажный материал подают в скважину порциями после затвердения каждой предыдущей порции. Обеспечивается надежная блокировка интервала перфорации продуктивного пласта и последующее освоение скважин для условий аномально низких пластовых давлений, в том числе в обводняющихся скважинах, оборудованных пакером. 1 з.п.ф-лы.

Изобретение относится к области разработки газовых месторождений и может быть использовано для глушения газовых эксплуатационных скважин при проведении в них подземных и капитальных ремонтов, преимущественно в продуктивных пластах с аномально низкими пластовыми давлениями.

Известен способ глушения эксплуатационной скважины, включающий остановку скважины, замену в ней скважинной жидкости на задавочную жидкость, удельный вес которой обеспечивает давление столба жидкости на забое скважины, превышающее пластовое давление, при этом для уменьшения поглощения в качестве задавочной жидкости используют различные вязкоупругие системы /1/.

Недостатком такого способа является невозможность его использования в скважинах с низкими пластовыми давлениями, поскольку задавочная жидкость может создавать значительные репрессии на продуктивный пласт, за счет чего происходит поглощение задавочной жидкости продуктивным пластом даже при повышенной ее вязкости и затрудняется последующее освоение скважины после проведения в ней ремонтных работ.

Наиболее близким к описываемому способу является способ глушения скважины, включающий блокировку интервала перфорации путем замены скважинной жидкости блокирующей жидкостью и расположенной над ней задавочной жидкостью плотностью, меньшей плотности блокирующей жидкости, при этом часть блокирующей жидкости задавливают в прискважинную зону пласта, а объем блокирующей жидкости определяют исходя из коэффициента продуктивности скважины /2/.

Недостатком этого способа являются возможные осложнения при освоении скважины после ее глушения и проведения на ней ремонтных работ, особенно в условиях аномально низких пластовых давлений при разработке газовых месторождений на поздней стадии, поскольку при освоении скважины для удаления закачиваемой в нее блокирующей жидкости необходимо создание значительных депрессий на пласт /2/.

Задачей данного изобретения является обеспечение надежной блокировки интервала перфорации продуктивного пласта и последующего освоения скважин для условий аномально низких пластовых давлений, в том числе в обводняющихся скважинах, оборудованных пакером.

Поставленная задача достигается тем, что при реализации способа глушения газовой скважины, включающего блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по колонне насосно-компрессорных труб блокирующего состава и последующей закачки в скважину задавочной жидкости, согласно изобретению в качестве блокирующего состава используют тампонажный материал с компонентом в своем составе, разрушаемым при химическом воздействии, а задавочную жидкость используют на углеводородной основе, причем перед подачей блокирующего состава скважинную жидкость на забое скважины оттесняют в пласт, а блокирующий состав подают на забой скважины и в прискважинную зону пласта закачкой по колонне насосно-компрессорных труб газа, задавочную жидкость закачивают в скважину порциями после затвердения тампонажного материала, при этом газ, замещаемый в скважине задавочной жидкостью, отбирают на устье скважины.

Сущность изобретения заключается в следующем.

Для проведения капитального или подземного ремонта газовой скважины необходимо произвести ее глушение. Глушение скважины осложняется, если скважина оборудована пакером, извлечение которого возможна только в результате проведения капитального ремонта скважины, поскольку нет возможности использования затрубного пространства для прокачивания технологических растворов.

Для глушения скважины предварительно закачкой газа в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) оттесняют скважинную жидкость с забоя скважины в продуктивный пласт. Это делается для исключения смешивания с ней блокирующего материала. Далее в скважину через НКТ закачивают блокирующий состав и продавливают его на забой и в прискважинную зону пласта газом. Объем блокирующего состава определяют исходя из необходимости заполнения им и закрепления образовавшихся каверн в прискважинной зоне и ее на глубину порядка 0,5 м и перекрытия интервала перфорации в стволе скважины. В качестве блокирующего состава используют тампонажный материал с компонентом в своем составе, разрушаемым при химическом воздействии, например силикагель, растворяемый под действием щелочи, или мел, растворяемый под действием соляной кислоты.

При блокировке больших по высоте интервалов перфорации для исключения больших репрессий на продуктивный пласт и поглощения им в больших объемах тампонажного материала последний подают в скважину порциями после затвердения каждой предыдущей порции.

После затвердения тампонажного материала в скважину порциями закачивают задавочную жидкость на углеводородной основе, при этом газ, замещаемый в скважине задавочной жидкостью, отбирают и утилизируют на устье скважины. Задавочная житкость на углеводородной основе, например стабильный конденсат, применяется для того, чтобы исключить схватывание тампонажного материала в колонне НКТ.

Пример реализации способа.

Для изоляции обводнившихся продуктивных пропластков в скважине, оборудованной пакером, перед извлечением колонны НКТ и пакера необходимо провести глушение скважины. Параметры скважины: глубина Н=1200 м, пластовое давление Рпл= 5 МПа, обсадная колонна 168 мм, НКТ 73 мм (наружный диаметр dн=73 мм, внутренний диаметр dв= 62 мм), толщина продуктивного пласта h=20 м, радиус кавернообразования Rк= 0,5 м при степени разрушения скелета продуктивного пласта m= 0,5. В качестве состава для блокирующей жидкости используем смесь портландцемента и толченого мела, затворенных на полиэтиленгликоле, при концентрации компонентов, соответственно, 33, 31 и 36% (мас.) и удельном весе 2 г/см. В качестве задавочной жидкости используем стабильный конденсат с удельным весом 0,75 г/см.

Определяем: - потребный объем блокирующего состава (Vбc) с учетом заполнения им всего объема каверн в интервале продуктивного пласта Vбc=Rк²hт=3,140,5²200,5=7,85 м³ - объем задавочной жидкости Vзж=dв²Н/4=3,140,062²1200/4=3,62 м³ Для глушения скважины предварительно в нее в колонну НКТ закачиваем газ и оттесняем с забоя скважины столб скважинной жидкости (смесь воды и газового конденсата) в продуктивный пласт. Далее закачиваем расчетный объем блокирующего состава и продавливаем его на забой и в прискважинную часть газом.

Блокирующий состав за счет увеличения концентрации воды при его контакте с остаточной водой и водой обводнившихся пропластков в призабойной зоне затвердевает, после чего в скважину порциями подаем задавочную жидкость. Задавочная жидкость, поскольку ее удельный вес больше чем у газа, поступает на забой скважины, замещая газ. Замещаемый газ отбираем на устье скважины, стравливанием его на факельную линию.

После глушения скважины по данной технологии приступаем к намеченному капитальному ремонту скважины. По окончании ремонта в стволе скважины разбуриваем и размываем блокирующий состав в интервале продуктивного пласта, подключаемого к эксплуатации, и подаем в этот интервал раствор соляной кислоты для растворения мела в блокирующем составе и соединения скважинного пространства с продуктивным пластом. Далее осваиваем скважину и пускаем ее в эксплуатацию.

При реализации описываемого способа глушения скважины, предназначенного преимущественно для слабосцементированных рыхлых коллекторов, при эксплуатации которых наблюдается кавернообразование и вынос частиц горных пород в скважину, выполняются первые операции капитального ремонта скважины - изолируется водопроявляющая часть пласта и закрепляется его продуктивная часть, в результате сокращаются сроки и затраты на проведение ремонта скважины.

Литература 1. Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатационных скважин.- М.: Недра, 1989, с.137-138.

2. Патент РФ 2104392, кл. Е 21 В 43/12, С 09 К 7/02, 1998.

Формула изобретения

1. Способ глушения газовой скважины, включающий блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по колонне насосно-компрессорных труб блокирующего состава и последующей закачки в скважину задавочной жидкости, отличающийся тем, что в качестве блокирующего состава используют тампонажный материал с компонентом в своем составе, разрушаемым при химическом воздействии, а задавочную жидкость используют на углеводородной основе, причем перед подачей блокирующего состава скважинную жидкость на забое скважины оттесняют в пласт, а блокирующий состав подают на забой скважины и в прискважинную зону пласта закачкой по колонне насосно-компрессорных труб газа, задавочную жидкость закачивают в скважину порциями после затвердения тампонажного материала, при этом газ, замещаемый в скважине задавочной жидкостью, отбирают на устье скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что тампонажный материал подают в скважину порциями после затвердения каждой предыдущей порции.