Способ глушения скважины

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к глушению газовых или осложненных прорывом газа нефтяных скважин, а также может быть использовано при ликвидации выбросов во время бурения скважин и проведения ремонтных работ. Из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и кольцевого пространства стравливают газ до давления на устье 0,5 - 1,0 МПа ниже давления опрессовки. Закачивают воду в кольцевое пространство при закрытой колонне НКТ на устье в объеме не более объема скважины. После технологической паузы стравливают газ. Закачивают вязкоупругий состав (ВУС) в кольцевое пространство в его объеме плюс объем НКТ при открытой на устье колонне НКТ. Продавливают ВУС в пласт водой. Воду закачивают в кольцевой пространство в его объеме при закрытой колонне НКТ на устье. Делают технологическую выдержку и стравливают газ. Закачивают жидкость глушения в кольцевое пространство в его объеме и колонны НКТ при открытой на устье колонне НКТ. Использование изобретения повышает эффективность глушения скважин, заполненных газом. 6 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности, к глушению газовых или осложненных прорывом газа нефтяных скважин, а также может быть использовано при ликвидации выбросов во время бурения скважин и проведения ремонтных работ.

Известен способ глушения эксплуатационной скважины путем закачки через кольцевое пространство скважины вязкоупругого состава и жидкости глушения (1).

Недостатком этого известного способа является то, что для удаления из скважины пластового флюида необходимо многократно повторять подобную операцию.

Известен способ глушения эксплуатационной скважины, согласно которому вязкоупругий состав закачивают в колонну насосно-компрессорных труб в объеме колонны насосно-компрессорных труб, а затем в кольцевое пространство скважины в объеме кольцевого пространства и свободного от колонны насосно-компрессорных труб ствола скважины и после технологической выдержки, равной времени полимеризации вязкоупругого состава, в кольцевое пространство скважины закачивают жидкость глушения (солевой раствор необходимой плотности для уравновешивания давления гидростатического столба жидкости в стволе скважины и пластового давления) в объеме ствола скважины (2).

Недостатком этого известного способа является то, что в скважине, заполненной газом, закаченным объемом вязкоупругого состава в скважину не удается растворить (связать) в нем весь свободный газ, который не удается удалить и после замены вязкоупругого состава на жидкость глушения.

Известен также выбранный в качестве ближайшего аналога способ глушения скважины, включающий закачку вязкоупругого состава в кольцевое пространство скважины, технологическую выдержку и закачку жидкости глушения в кольцевое пространство скважины в объеме ее кольцевого пространства и колонны насосно-компрессорных труб при открытой на устье колонне насосно-компрессорных труб (3).

Недостатком ближайшего аналога является то, что он не позволяет растворить (связать) весь свободный газ закаченным объемом вязкоупругого состава. Не удается удалить газ и после замены вязкоупругого состава на жидкость глушения, что снижает эффективность глушения.

Задачей изобретения является получение технического результата - повышение эффективности глушения скважин, заполненных газом, с одновременным эффектом селективной изоляции обводненной части пласта и очисткой продуктивной призабойной части пласта от кольмотантов.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе глушения скважины, включающем закачку вязкоупругого состава в кольцевое пространство скважины, технологическую выдержку и закачку жидкости глушения в кольцевое пространство скважины в объеме ее кольцевого пространства и колонны насосно-компрессорных труб при открытой на устье колонне насосно-компрессорных труб, перед закачкой вязкоупругого состава в кольцевое пространство скважины из колонны насосно-компрессорных труб и кольцевого пространства скважины стравливают газ до момента установления устьевого давления на 0,5 - 1,0 МПа ниже давления опрессовки обсадной колонны труб, закачивают воду в кольцевое пространство скважины при закрытой на устье колонне насосно-компрессорных труб до момента стабилизации давления на устье в объеме не более объема скважины, осуществляют технологическую паузу и стравливают газ из колонны насосно-компрессорных труб и кольцевого пространства скважины, закачку вязкоупругого состава в кольцевое пространство ведут в объеме кольцевого пространства скважины и колонны насосно-компрессорных труб при открытой на устье колонне насосно-компрессорных труб, затем закачивают в кольцевое пространство скважины воду в объеме кольцевого пространства скважины при закрытой на устье колонне насосно-компрессорных труб, а перед закачкой жидкости глушения в кольцевое пространство скважины в объеме кольцевого пространства скважины и колонны насосно-компрессорных труб при открытой на устье колонне насосно-компрессорных труб стравливают газ из колонны насосно-компрессорных труб и кольцевого пространства скважины.

Целесообразно, чтобы в период технологической выдержки и технологической паузы было создано избыточное давление на устье, величина которого удовлетворяла бы выражению: P_опр. ≥ P_изб. ≥ (0,01 - 0,15) P_г.ст., где P_изб - избыточное давление на устье, МПа; P_опр - давление опрессовки обсадной колонны труб, МПа; P_г.ст. - гидростатическое давление в стволе скважины при заполнении ее водой или вязкоупругим составом и водой, МПа, причем при пластовом давлении меньше избыточного давления на устье величина последнего удовлетворяет соотношению: P_изб. ≥ 0,01 P_г.ст., при равенстве пластового давления и избыточного давления на устье величина последнего удовлетворяет соотношению: P_изб. ≥ 0,05P_г.ст., и при превышении пластового давления над избыточным давлением на устье величина последнего удовлетворяет соотношению: P_изб. ≥ 0,15P_г.ст..

Желательно, чтобы продолжительность технологической выдержки была равной времени полимеризации вязкоупругого состава, а продолжительность технологической паузы определена из выражения

где t - продолжительность технологической паузы, ч;
V - объем воды, закаченной в кольцевое пространство скважины после стравливания газа перед закачкой вязкоупругого состава, м³;
D_вн - внутренний диаметр обсадной колонны труб, м;
d_н - наружный диаметр колонны насосно-компрессорных труб, м;
U - скорость подъема пузырьков газа в ньютоновской жидкости; м/ч, (U = 500 м/ч);
π - const.

Целесообразно также определять плотность жидкости глушения из выражения:

где ρ - плотность жидкости глушения, кг/м³;
P_пл - пластовое давление, МПа;
h_НКТ - глубина спуска колонны насосно-компрессорных труб, м;
H - глубина залегания кровли продуктивного пласта, м;
γ - плотность вязкоупругого состава, насыщенного газом, кг/м³;
τ_o - предельное напряжение сдвига, вязкоупругого состава, кг/м²;
D_вн - внутренний диаметр обсадной колонны труб, м;
k - коэффициент запаса, (k=1,05).

Предпочтительно закачку вязкоупругого состава и жидкости глушения в кольцевое пространство скважины в объеме кольцевого пространства скважины и колонны насосно-компрессорных труб при открытой на устье колонне наасосно-компрессорных труб вести при давлении на устье, удовлетворяющем соотношению:
P_нагн ≅ P_уст ≅ P_опр,
где P_уст - давление на устье, МПа;
P_нагн - давление на устье во время закачки воды в кольцевое пространство скважины при закрытой на устье колонне насосно-компрессорных труб, МПа;
P_опр - давление опрессовки обсадной колонны труб, МПа.

При эксплуатации нефтяных и газовых скважин обсадные трубы и подземное оборудование со временем теряют свои функции, например, нарушается герметичность обсадных колонн и колонны насосно-компрессорных труб, (НКТ), изоляция токопроводящего кабеля, изнашиваются детали глубинных насосов и т.п. В результате прекращается подача пластового флюида на поверхность или создается аварийная ситуация, приводящая к грифонообразованию и, как следствие, взрывам и пожарам.

Поэтому в эксплуатационных скважинах периодически проводят подземные и капитальные ремонтные работы. Для проведения этих работ требуется предварительно "заглушить" скважину, то есть создать безопасные условия, при которых скважина прекращает проявлять газом, нефтью или водой.

Основным способом, позволяющим прекратить поступление пластового флюида в ствол скважины, является создание гидростатического столба жидкости в стволе скважины, который уравновесил бы пластовое давление.

Для этой цели применяют различные комбинации закачки вязкоупругих составов (ВУС), технической воды и жидкостей глушения.

Наибольшие сложности при глушении скважин возникают при прорывах в ствол скважины газа и газовом факторе 150 м³/м³ и более.

Способ осуществляют следующим образом. Сначала стравливают газ из колонны НКТ и кольцевого пространства скважины до установления давления на устье на 0,5 - 1,0 МПа ниже давления опрессовки (P_опр) обсадной колонны труб. Затем закачивают воду в кольцевое пространство скважины при закрытой на устье колонне НКТ стабилизации давления на устье (P_наг.) в объеме не более объема скважины. Делают технологическую паузу продолжительностью (t) и стравливают газ из колонны НКТ и кольцевого пространства скважины. Осуществляют закачку ВУС в кольцевое пространство скважины в объеме кольцевого пространства скважины и колонны НКТ при открытой на устье колонне НКТ. Давление на устье (P_уст) при этом удовлетворяет соотношению:
P_нагн ≅ P_уст ≅ P_опр.

Затем осуществляют продавку ВУС в пласт. Для этого закачивают в кольцевое пространство скважины воду в объеме кольцевого пространства скважины при закрытой на устье колонне НКТ. Закрывают скважину под давлением и осуществляют технологическую выдержку, продолжительность которой равна времени полимеризации ВУС, которая в свою очередь зависит от компонентного состава ВУС. В период технологической выдержки и технологической паузы создают избыточное давление на устье (P_изб), величина которого меньше или равна давлению опрессовки обсадной колонны труб (P_опр) и находится в определенной зависимости с гидростатическим давлением в стволе скважины (P_г.ст.) при заполнении ее водой или ВУС и водой т.е.

P_изб > (0,01 - 0,15) P_г.ст
Причем при пластовом давлении (P_пл) меньше избыточного давления на устье (P_изб), т.е.

при P_пл < P_изб
P_изб≥ 0,01 P_г.ст,
при P_пл = P_изб
P_изб ≥ 0,05 P_г.ст
при P_пл > P_изб
P_изб ≥ 0,15 P_г.ст.

Затем стравливают газ из колонны НКТ и кольцевого пространства скважины. После чего приступают к закачке жидкости глушения требуемой плотности (ρ) в кольцевое пространство скважины в объеме кольцевого пространства скважины и колонны НКТ при открытой на устье колонне НКТ. После того, как скважина окажется заглушенной, т.е. пластовое давление будет уравновешено гидростатическим столбом жидкости, приступают к необходимым ремонтным работам.

В тех случаях, когда ВУС проникает в призабойную часть пласта, одновременно с отсечением поступления в ствол скважины пластового флюида достигается эффект временной селективной изоляции обводненных пропластков, а при освоении скважины продуктивная часть пласта очищается от кольмотантов.

Предлагаемое изобретение может быть использовано при борьбе с "выбросами" в процессе бурения нефтяных и газовых скважин.

Использование изобретения повышает эффективность глушения скважин, заполненных газом.

Источники информации:
1. Аметов И.М. и др. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. Москва, Недра, 1989, с. 137-138.

2. Патент РФ N 2054118, 1995
3. Патент РФ N 2099510, 1997е

Формула изобретения

1. Способ глушения скважины, включающий закачку вязкоупругого состава в кольцевое пространство скважины, технологическую выдержку и закачку жидкости глушения в кольцевое пространство скважины в объеме ее кольцевого пространства и колонны насосно-компрессорных труб при открытой на устье колонне насосно-компрессорных труб, отличающийся тем, что перед закачкой вязкоупругого состава в кольцевое пространство скважины из колонны насосно-компрессорных труб и кольцевого пространства скважины стравливают газ до момента установления давления на устье на 0,5 ^oC 1,0 МПа ниже давления опрессовки обсадной колонны труб, закачивают воду в кольцевое пространство скважины при закрытой на устье колонне насосно-компрессорных труб до момента стабилизации давления на устье в объеме не более объема скважины, осуществляют технологическую паузу и стравливают газ из колонны насосно-компрессорных труб и кольцевого пространства скважины, закачку вязкоупругого состава в кольцевое пространство скважины ведут в объеме кольцевого пространства скважины и колонны насосно-компрессорных труб при открытой на устье колонне насосно-компрессорных труб, затем закачивают в кольцевое пространство скважины воду в объеме кольцевого пространства скважины при закрытой на устье колонне насосно-компрессорных труб, а перед закачкой жидкости глушения в кольцевое пространство скважины в объеме кольцевого пространства скважины и колонны насосно-компрессорных труб при открытой на устье колонне насосно-компрессорных труб стравливают газ из колонны насосно-компрессорных труб и кольцевого пространства скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в период технологической выдержки и технологической паузы создают избыточное давление на устье, величина которого удовлетворяет выражению
P_опр ≥ P_изб ≥ (0,01 ^oC 0,15) P_г.ст.,
где P_изб - избыточное давление на устье, МПа;
P_опр - давление опрессовки обсадной колонны труб, МПа;
P_г.ст. - гидростатическое давление в стволе скважины при заполнении ее водой или вязкоупругим составом и водой, МПа.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что продолжительность технологической выдержки выбирают равной времени полимеризации вязкоупругого состава.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что продолжительность технологической паузы определяют из выражения

где t - продолжительность технологической паузы, ч;
V - объем воды, закаченной в кольцевое пространство скважины после стравливания газа перед закачкой вязкоупругого состава, м³;
D_вн - внутренний диаметр обсадной колонны труб, м;
d_н - наружный диаметр колонны насосно-компрессорных труб, м;
U - скорость подъема пузырьков газа в ньютоновской жидкости, м/ч, (U = 500 м/ч);
π - CONST, (π = 3,14).

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что плотность жидкости глушения определяют из выражения

где ρ - плотность жидкости глушения, кг/м³;
P_пл - пластовое давление, МПа;
h_НКТ - глубина спуска колонны насосно-компрессорных труб, м;
H - глубина залегания кровли продуктивного пласта, м;
γ - плотность вязкоупругого состава, насыщенного газом, кг/м³;
τ_o - предельное напряжение сдвига вязкоупругого состава газа, кг/м³;
D_вн - внутренний диаметр обсадной колонны труб, м;
k - коэффициент запаса (k = 1,05).

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку вязкоупругого состава и жидкости глушения в кольцевое пространство скважины в объеме кольцевого пространства скважины и колонны насосно-компрессорных труб при открытой на устье колонне насосно-компрессорных труб ведут при давлении на устье, удовлетворяющем соотношению
P_нагн ≅ P_уст ≅ P_опр,
где P_уст - давление на устье, МПа;
P_нагн - давление на устье во время закачки воды в кольцевое пространство скважины при закрытой на устье колонне насосно-компрессорных труб, МПа;
P_опр - давление опрессовки обсадной колонны труб, МПа.

7. Способ по п.2, отличающийся тем, что при пластовом давлении меньше избыточного давления на устье величина последнего удовлетворяет соотношению
P_изб ≥ 0,01 P_г.ст.,
при равенстве пластового давления и избыточного давления на устье величина последнего удовлетворяет соотношению
P_изб ≥ 0,05 P_г.ст.
и при превышении пластового давления над избыточным давлением на устье величина последнего удовлетворяет соотношению
P_изб ≥ 0,15 P_г.ст..

PC4A - Регистрация договора об уступке патента Российской Федерации на изобретение

Номер и год публикации бюллетеня: 13-2003

(73) Патентообладатель:
ЗАО " Новые технологии по повышению нефтеотдачи" (RU)

Договор № 16246 зарегистрирован 11.03.2003

Извещение опубликовано: 10.05.2003