Способ глушения газовых скважин с контролем давления на забое

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для глушения газовых скважин при проведении ремонтных работ. Способ заключается в определении зависимости изменения устьевого давления от высоты подъема уровня раствора, обеспечивающего нахождение давления на забое скважины в условиях отсутствия поглощения раствора и подхвата газовых пачек. Данное условие обеспечивается за счет соблюдения математического неравенства. На этапе подготовки к глушению скважины делается замер устьевого давления, рассчитываются пластовое давление, плотность раствора, объемы трубного и затрубного пространств. Далее определяется величина давления на забое скважины, обеспечивающего отсутствие поглощение раствора и подхвата газовых пачек. Зная необходимую величину давления на забое скважины, рассчитываются остальные показатели. Для удобства использования полученных результатов информация сводится в таблицу. Глушение скважины производится в три этапа. На первом этапе заполняется трубное пространство скважины и зумпф, требуемый объем раствора определен заранее, закачку раствора ведут с подержанием требуемого давления в затрубном пространстве на устье скважины, при необходимости стравливают с него газ. На втором этапе без останова после первого продолжают закачку раствора в трубное пространство скважины стравливанием газа с затрубного пространства, поддерживают в нем требуемую величину давления, определяемую по таблице в зависимости от объема раствора, закачанного в скважину. На третьем этапе после подъема раствора по затрубному пространству на устье промывают скважину в объеме одного объема скважины чистым раствором, меняют газированный раствор на чистый, закрывают запорную арматуру, оставляют скважину на технологический отстой. Скважина заглушена. Технический результат, получаемый при осуществлении предлагаемого изобретения: отсутствие кольматации призабойной зоны, сокращение сроков глушения скважин с нескольких суток до нескольких часов, исключение сверхнормативного расхода химических реагентов для приготовления дополнительного объема раствора, потерянного в результате поглощения, сокращение числа используемых цементировочных и насосных агрегатов до одной единицы, отсутствие необходимости проведения мероприятий по интенсификации притока, снижение риска возникновения газонефтеводопроявлений, аварийных ситуаций. 6 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для глушения газовых скважин при проведении ремонтных работ.

Анализ существующего уровня технологий показал следующее, известен способ глушения скважин, включающий блокировку интервала перфорации путем замены скважинной жидкости блокирующей жидкостью и расположенной над ней задавочной жидкостью плотностью меньшей плотности блокирующей жидкости, в котором часть блокирующей жидкости задавливают в прискважинную зону пласта, объем блокирующей жидкости определяют исходя из коэффициента продуктивности скважины, а в качестве блокирующей жидкости используют рецептуру которая имеет следующее соотношение ингредиентов (см. патент РФ №2104392 от 06.05.1996 по кл. Е21В 43/12, С09К 7/02, опубл. 10.02.1998), мас. %:

Водорастворимая соль кальция - 12,5-43,5;

Свободный аммиак - 0,1-2,0;

Отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов - 5,0-25,0;

Древесная мука - 4,0-12,0;

Вода - остальное.

Недостатком этого способа глушения является его низкая эффективность глушения скважин в условиях катастрофических поглощений. Из-за больших материально-технических затрат, что связано с

интенсивным поглощением и использованием чрезмерно больших объемов блокирующей жидкости указанной рецептуры. В результате этого используемая в способе блокирующая жидкость глубоко проникает в пласт, время на освоение скважины после ремонта многократно увеличивается, а проницаемость пласта восстановить практически невозможно. Это, в частности, связано с использованием древесной муки в качестве наполнителя, поскольку она обладает высокой набухающей способностью, а в сочетании с отходом производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов и солей кальция может образовывать в поровом пространстве пласта трудно извлекаемый органо-минеральный комплекс с повышенной адгезией к породе пласта. При этом из-за низкого содержания воды в данном составе блокирующей жидкости при максимальных количествах соли кальция и древесной муки на пластовой породе образуется толстая рыхлая и непрочная фильтрационная корка, не препятствующая глубокому проникновению технологических жидкостей в пласт и его загрязнению. В результате дебит скважины после ремонта не восстанавливается. В этой связи данный способ глушения скважины и указанная блокирующая жидкость неэффективны для применения в условиях катастрофических поглощений.

В качестве прототипа выбран способ глушения газовой скважины, включающий блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) блокирующего состава и последующего закачивания в скважину жидкости глушения, после продавливания в прискважинную зону пласта блокирующего состава в затрубное пространство надпакерное пространство закачивают жидкость глушения, после чего оставляют скважину на технологическую выстойку с периодическим стравливанием оставшейся на забое скважины газовой шапки, а в качестве блокирующего состава используют раствор, содержащий, мас. %:

Хлористый натрий - 10,0-20,0;

Полимер Робус-Г - 1,0-1,5;

Вода - остальное.

В качестве жидкости глушения - раствор с плотностью меньшей плотности блокирующего состава, содержащий (см. патент РФ 2347066 от 28.11.2006 по кл. Е21В 43/12, опубл. 20.02.2009), мас. %:

Хлористый натрий - 6,0-20,0;

ПКР - 6,0;

Вода - остальное.

Недостатком этого способа является недостаточная эффективность глушения газовой скважины в условиях катастрофических поглощений, большие материально-технические затраты на глушение, увеличенные сроки освоения скважины и невозможность восстановления ее дебита за счет снижения проницаемости пласта.

Согласно способу закачивание жидкости глушения в газовую среду, находящуюся в затрубном пространстве приводит к образованию изолированных газовых пачек, которые достаточно медленно всплывают в состоянии сжатия под давлением пласта. Это вызывает при открытии устья их резкое расширение с выбросом газа в атмосферу и снижение давления на пласт. Указанное может привести к самоосвоению скважины с притоком новой порции газа вследствие чего возможно возникновение аварийной ситуации. С применением данного способа невозможно также надежно заглушить газовую скважину в условиях катастрофических поглощений, так как в блокирующем составе отсутствует наполнитель, являющийся основой формирования фильтрационной корки с закупоривающими свойствами, а структурно-реологические параметры этого состава способствуют его проникновению не только в прискважинную зону пласта, но и интенсивному поглощению высокопроницаемым пластом с глубоким проникновением в него во всем интервале перфорации. Большие объемы поглощаемого блокирующего состава приводят к увеличению затрат на химреагенты и

материалы на его приготовление, удорожанию способа глушения, росту затрат времени и средств на освоение скважины. В результате загрязнения пласта полимерной композицией Робус-Г его деблокирование происходит при повышенных депрессиях, что недопустимо в скважинах с неустойчивой кавернозной призабойной зоной, так как влечет за собой ее разрушение с осложнениями в виде образования песчаных пробок и др.

Кроме того, предусмотренный способом технологический отстой в течение двенадцати часов для структурообразования блокирующего состава на основе реагента Робус-Г увеличивает время на глушение скважины, а отсутствие в нем наполнителя с закупоривающими свойствами не дает необходимого эффекта в условиях катастрофических поглощений.

Технической задачей изобретения является упрощение достижения поставленной задачи, снижение рисков возникновения аварийных ситуаций, газонефтеводопроявлений, а также сокращение материально-технических затрат на подготовку и эксплуатацию заявляемого изобретения.

Технический результат, получаемый при осуществлении предлагаемого изобретения:

- повышается эффективность глушения газовых скважин и снижается риск возникновения газонефтеводопроявлений, аварийных ситуаций, за счет качественного замещения газа, заполняющего ствол скважины, раствором глушения;

- сокращаются материально-технические затраты, за счет исключения поглощения пластом-коллектором раствора, применяемого при глушении скважины;

- сокращается время глушения скважин, за счет отсутствия необходимости выполнения повторных операций по глушению;

- сокращается время освоения скважины и восстановления ее продуктивных характеристик, после ремонта, за счет сохранения проницаемости пласта-коллектора из-за отсутствия кольматации призабойной зоны поглощенным раствором.

Поставленная техническая задача решается способом поддержания величины давления на забое скважины, на протяжении всего процесса глушения, в интервале требуемых значений.

Новым является то, что технический результата достигается путем качественного замещения газа, заполняющего ствол скважины до глушения, раствором заданной плотности, без его поглощения пластом-коллектором и отсутствия притока газа, из пласта-коллектора, в ствол скважины. Предупреждение поглощения раствора пластом-коллектором и притока газа из пласта-коллектора в ствол скважины обеспечивается за счет поддержания давления на забое скважины в следующем диапазоне:

Рпл - ΔРдепр ≤ Рзаб ≤ Рпл + ΔРреп

где:

Рзаб - требуемая величина давления на забое скважины, МПа;

Рпл - пластовое давление на момент глушение скважины, МПа;

ΔРдепр - депрессия, перепад давления, при котором газ из пласта-коллектора

начинает поступать в ствол скважины, МПа;

ΔРреп - репрессия, перепад давления, при котором раствор глушения начинает поступать из ствола скважины в пласт-коллектор, МПа.

Требуемая величина давления на забое скважины определяется как произведение величины пластового давления и коэффициента запаса, и определяется по формуле:

Рзабпл * К

где:

Рзаб - требуемая величина давления на забое скважины, МПа;

Рпл - пластовое давление на момент глушение скважины, МПа;

К - коэффициент запаса, зависит от глубины скважины, выбирается согласно пункта 210 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденных Приказом Федеральной службы по

экологическому, технологическому и атомному надзору от 12 марта 2013 г. №101.

Зная величину давления на забое скважины, определяем требуемую плотность раствора глушения:

где:

ρ - плотность раствора глушения, кг/м3;

Рзаб - требуемая величина давления на забое скважины, Па;

g - ускорение свободного падения, 9,81 м/с2;

h - глубина кровли интервала перфорации или открытого ствола, м.

Глушение газовой скважины, это технологический процесс замены газа, заполняющего ствол скважины, раствором глушения требуемой плотности, в результате которого создается противодавление на пласт-коллектор и прекращается приток газа из пласта-коллектора в ствол скважины.

Процесс глушения газовой скважины, в предлагаемом изобретении, делится на три этапа.

Первый этап, соответствует заполнению трубного пространства и зумпфа скважины. Объем закачиваемого раствора, на данном этапе, равен сумме геометрических объемов трубного пространства скважины Vтр и зумпфа Vзум, и определяется по формуле:

Vэтап 1=Vтр + Vзум

где:

Vэтап 1 - объем раствора закачиваемый на первом этапе глушения скважины, м3;

Vтр - объем трубного пространства скважины, м3;

Vзум - объем зумпфа, м3.

Объем трубного пространства скважины (внутренний объем насосно-компрессорных труб) рассчитываем по формуле:

Vтр=Sвн(hkt) * hтр

где:

Vтр - объем трубного пространства скважины, м3;

Sвн(нкт) - внутренняя площадь сечения насосно-компрессорных труб, м2;

hтр - глубина спуска насосно-компрессорных труб, м.

Внутренняя площадь сечения насосно-компрессорных труб, рассчитываются по формуле:

где:

Sвн(нкт) - внутренняя площадь сечения насосно-компрессорных труб, м2;

п - математическая постоянная Пи, 3,14;

dвн(нкт) - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м.

Объем зумпфа, это объем от воронки (башмака) насосно-компрессорных труб до искусственного забоя, рассчитываем по формуле:

Vзум=Sвн(эк) * hзум

где:

Vзум - объем зумпфа, м3;

Sbh(эк) - внутренняя площадь сечения эксплуатационной колонны, м2;

hзум - расстояние от низа насосно-компрессорных труб до искусственного забоя, м.

Внутренняя площадь сечения эксплуатационной колонны:

где:

Sвн(эк) - внутренняя площадь сечения эксплуатационной колонны, м2;

п - математическая постоянная Пи, 3,14;

dвн(эк) - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.

Устьевое давление в затрубном пространстве, при заполнении трубного пространства раствором равным объему Vтр, поддерживается на уровне

величины статического давления в затрубном пространстве перед началом производства работ.

Устьевое давление в затрубном пространстве, в конце заполнения зумпфа, должно соответствовать величине, определяемой по формуле:

Р уст.затр.нач = Рст.затр*К

где:

Руст.затр.нач - устьевое давление в затрубном пространстве по окончанию первого этапа, МПа;

Рст.затр - устьевое статическое давление в затрубном пространстве перед началом производства работ (замеряемая величина), МПа;

К - коэффициент запаса, согласно пункта 210 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденных Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12 марта 2013 г. №101, равен 1,1.

Закачка раствора на первом этапе должна осуществляться без останова, иначе произойдет смешение раствора глушения и газа.

Состояние скважины в конце первого этапа представлено в графическом приложении, фиг. 1. График изменения устьевого давления в затрубном пространстве и давления на забое скважины, в процессе выполнения первого этапа, представлен в графическом приложении, фиг. 2.

Для удобства использования в процессе производства работ, результаты расчетов сводят в таблицу, которая представлена в графическом приложении, фиг. 3, этапу 1 соответствуют строки 1 и 2 таблицы.

Второй этап. Переход от первого ко второму этапу осуществляется без останова закачки раствора. На данном этапе продолжается закачка раствора в трубное пространство скважины, при этом раствор по затрубному пространству поднимается на устье.

Данный этап является самым важным в процессе глушения скважины, именно на этом этапе, из-за отсутствия инструмента позволяющего

поддерживать на забое скважины необходимое давление, производители работ допускаю ключевые ошибки, приводящие к поглощению пластом-коллектором раствора, необоснованные потери, или притоку газа из пласта-коллектора в ствол скважины, газапроявление.

Если в процессе подъема раствора, давление на забое скважины соответствует ниже представленному условию, скважина начнет поглощать раствор. Соответственно чем больше разница в неравенстве, тем интенсивней поглощение раствора.

Рзаб > Рпл + Рреп

где:

Рзаб - давление на забое скважины, МПа;

Рпл - пластовое давление на момент глушение скважины, МПа;

ΔРреп - репрессия, перепад давления, при котором раствор глушения начинает поступать из ствола скважины в пласт-коллектор, МПа.

Глушение скважины с указанным условием приводит к сверхнормативной потере раствора, причем объемы потерь могут составлять до нескольких объемов скважины, и не факт, что в итоге раствор будет поднят до устья и скважина будет заглушена.

Если в процессе подъема раствора, давление на забое скважины соответствует ниже представленному условию, в ствол скважины начинает поступать газ из пласта-коллектора, и в растворе появляются пачки газа. Соответственно чем больше разница неравенства, тем интенсивней приток газа.

Рзаб < Рпл - Рдеп

где:

Рзаб - давление на забое скважины, МПа;

Рпл - пластовое давление на момент глушение скважины, МПа;

ΔРдепр - депрессия, перепад давления, при котором газ из пласта-коллектора начинает поступать в ствол скважины, МПа.

Подъем раствора на устье скважины с пачками газа, также не обеспечит глушения скважины. Пачки газа в растворе, по мере всплытия, увеличивают давление на забое скважины, вызывая тем самым поглощение раствора, и необходимость повторения выполнения работ.

Предупреждение поглощения раствора пластом-коллектором и притока газа в ствол скважины из пласта-коллектора, обеспечивается за счет поддержания давления на забое скважины в следующем диапазоне

Рпл - ΔРдепр ≤ Рзаб ≤ Рпл + ΔРреп

где:

Рзаб - требуемая величина давления на забое скважины, МПа;

Рпл - пластовое давление на момент глушение скважины, МПа;

ΔРдепр - депрессия, перепад давления, при котором газ из пласта-коллектора

начинает поступать в ствол скважины, МПа;

ΔРреп - репрессия, перепад давления, при котором раствор глушения начинает поступать из ствола скважины в пласт-коллектор, МПа.

Подержание требуемой величины давления на забое скважины, в процессе подъема раствора по затрубному пространству, является основной задачей второго этапа. Поддержание требуемой величины давления на забое скважины, в процессе подъема раствора по затрубному пространству, обеспечивается по средствам поддержания устьевого давления, зависящего от объема раствора закаченного в скважину.

Объем раствора, закачиваемый на данном этапе равен объему затрубного пространства (объем между внутренней стенкой эксплуатационной колонны и наружной стенкой насосно-компрессорных труб), и рассчитывается по формуле:

Vэтап2 = Vзатр=(Sвн(эк) - Sнар(нкт)) * hтр

где:

Vзатр - объем затрубного пространства скважины, м3;

Sвн(эк) - внутренняя площадь сечения эксплуатационной колонны, м2;

Sнар(нкт) - наружная площадь сечения насосно-компрессорных труб, м2;

hтр - глубина спуска насосно-компрессорных труб, м.

Внутренняя площадь сечения эксплуатационной колонны:

где:

Sвн(эк) - внутренняя площадь сечения эксплуатационной колонны, м2;

п - математическая постоянная Пи, 3,14;

dвн(эк) - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.

Наружная площадь сечения насосно-компрессорных труб:

где:

Sнар(нкт) - наружная площадь сечения насосно-компрессорных труб, м2;

п - математическая постоянная Пи, 3,14;

dнар(нкт) - наружный диаметр насосно-компрессорных труб, м.

Требуемая величина устьевого давления в затрубном пространстве рассчитывается по формуле:

Руст.затр=Рзаб-Рст.раст.-Рст.фл.

где:

Руст.затр - устьевое давление в затрубном пространстве, МПа;

Рзаб - требуемая величина давления на забое скважины, в процессе ее глушения (формула расчета представлена выше, величина постоянная на всем протяжении процесса глушения), МПа;

Рст.раст. - давление создаваемое столбом раствора, поднимаемого по затрубному пространству, МПа;

Рст.фл. - давление создаваемое столбом газа, вытесняемого с затрубного пространства, МПа.

Давление создаваемое столбом раствора, поднимаемого по затрубному пространству, рассчитывается по формуле:

Рст.раст. = ρ * g * hраст.затр

где:

Рст.раст. - давление создаваемое столбом раствора, поднимаемого по затрубному пространству, Па;

ρ - плотность раствора глушения (формула расчета представлена выше), кг/м3;

g - ускорение свободного падения, 9,81 м/с2;

hрас.затр - высота столба раствора в затрубном пространстве, рассчитывается от глубины спуска насосно-компрессорных труб, м.

Высота столба раствора в затрубном пространстве, рассчитывается по формуле:

где:

hрас.затр - высота столба раствора в затрубном пространстве, рассчитывается от глубины спуска насосно-компрессорных труб, м;

Vрас.затр - нарастающий объем раствора поднимаемого по затрубному пространству, м3;

Sвн(эк) - внутренняя площадь сечения эксплуатационной колонны (формула расчета представлена выше), м2;

Sнар(нкт) - наружная площадь сечения насосно-компрессорных труб (формула расчета представлена выше), м2.

Давление создаваемое столбом флюида, вытесняемого с затрубного пространства, рассчитывается по формуле:

где:

Рст.фл. - давление создаваемое столбом флюида, вытесняемого с затрубного пространства, МПа;

Рзаб - требуемая величина давления на забое скважины (формула расчета представлена выше), МПа;

Рст.затр - устьевое давление в затрубном пространстве (устьевое статическое давление в затрубном пространстве перед началом процесса глушения скважины, величина замеряемая), МПа;

hзатр - высота затрубного пространства (глубина спуска насосно-компрессорных труб), м.;

hрас.затр - высота столба раствора в затрубном пространстве, рассчитывается от глубины спуска насосно-компрессорных труб, м;

К - коэффициент запаса, согласно пункта 210 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденных Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12 марта 2013 г. №101, равен 1,1.

Для минимизации отклонений фактического давления на забое скважины от требуемой величины, и удобства поддержания требуемой величины устьевого давления в затрубном пространстве, закачку раствора во время второго этапа ведут с заранее выбранным шагом. В качестве шага выбирается цена минимального значения мерной емкости насосного агрегата, который в свою очередь равен 0,5 м3.

Для нарастающей величины закаченного объема, с заранее выбранным шагом, производят расчеты устьевого давления в затрубном пространстве. Для удобства использования в процессе производства работ, результаты расчетов сводят в таблицу, которая представлена в графическом приложении, фиг. 3, этапу 2 соответствуют строки таблицы с 3 по 20.

График изменения устьевого давления в затрубном пространстве и давления на забое скважины, в процессе выполнения второго этапа, представлен в графическом приложении, фиг. 2.

Состояние скважины в процессе и по окончанию этапа 2, представлено в графическом приложении, фиг. 4 и фиг. 5.

Третий этап. Переход от второго к третьему этапу осуществляется без останова закачки раствора. На данном этапе продолжается закачка раствора в

трубное пространство скважины, с затрубного пространства принимается газированный раствор, при этом в скважине происходит смена газированного раствора на чистый раствор. Необходимость в выполнении данной операции обусловлена снижением плотности раствора из-за смешения его с вытесняемым газом.

Объем прокачиваемого раствора на этом этапе, равен объему скважины, и определяется по формуле:

Vэтап3=Vскв=Vтр + Vзатр + Vзум

где:

Vскв - объем скважины, м3;

Vзум - объем зумпфа (формула расчета представлена выше), м3;

Vзатр - объем затрубного пространства скважины (формула расчета представлена выше), м3;

Vтр - объем трубного пространства скважины (формула расчета представлена выше), м3.

Во время выполнения данного этапа устьевое давление в затрубном пространстве равно нулю.

Результаты расчетов также сводят в таблицу, которая представлена в графическом приложении, фиг. 3, этапу 3 соответствует строка 21 таблицы.

График изменения устьевого давления в затрубном пространстве и давления на забое скважины, в процессе выполнения третьего этапа, представлен в графическом приложении, фиг. 2.

Состояние скважины по окончанию этапа 3, представлено в графическом приложении, фиг. 6.

По найденным значениям осуществляют глушение скважины, в процессе которого отсутствует поглощение раствора и приток флюида в ствол скважины. Время глушения скважины сокращается и соответствует времени прокачки раствора, равного двум объемам скважины.

Заявляемый способ соответствует условию «новизны».

Суть предлагаемого способа заключается в определении зависимости изменения устьевого давления от высоты подъема уровня раствора, обеспечивающего нахождение давления на забое скважины в условиях отсутствия поглощения раствора и подхвата газовых пачек. Данное условие обеспечивается за счет соблюдения следующего неравенства:

Рпл - ΔРдепр ≤ Рзаб ≤ Рпл + ΔРреп

где:

Рзаб - требуемая величина давления на забое скважины, МПа;

Рпл - пластовое давление на момент глушение скважины, МПа;

ΔРдепр - депрессия, перепад давления, при котором газ из пласта-коллектора начинает поступать в ствол скважины, МПа;

ΔРреп - репрессия, перепад давления, при котором раствор глушения начинает поступать из ствола скважины в пласт-коллектор, МПа.

Репрессия и депрессия являются индивидуальными величинами для каждого объекта и зависят от проницаемости коллектора и параметров используемого раствора.

На этапе подготовки к глушению скважины делается замер устьевого давления, рассчитываются пластовое давление, плотность раствора, объемы трубного и затрубного пространств.

Далее определяется величина давления на забое скважины, обеспечивающая отсутствие поглощение раствора и подхвата газовых пачек.

Зная необходимую величину давления на забое скважины, рассчитываются остальные показатели, по выше приведенным формулам.

Для удобства использования полученных результатов, информация сводится в таблицу, графическое приложение, фиг. 3.

Глушение скважины производится в три этапа.

На первом этапе заполняем трубное пространство скважины, требуемый объем раствора определен за ранее, закачку раствора ведем с подержанием требуемого давления в затрубном пространстве на устье скважины, при необходимости стравливаем с него газ.

На втором этапе, без останова после первого, продолжаем закачку раствора в трубное пространство скважины, стравливанием газа с затрубного пространства, поддерживаем в нем требуемую величину давления, определяемую по таблице от объема закаченного в скважину раствора.

На третьем этапе, после подъема раствора по затрубному пространству на устье, промываем скважину в объеме одного объема скважины чистым раствором, меняем газированный раствор на чистый, закрываем запорную арматуру, оставляем скважину на технологический отстой. Скважина заглушена.

Предложенный способ позволяет:

- исключить кольматацию призабойной зоны;

- сократить сроки глушения скважин с нескольких суток до нескольких часов;

- исключить сверхнормативный расход химических реагентов для приготовления дополнительного объема раствора;

- сократить число используемых цементировочных агрегатов до одной единицы;

- исключить необходимость проведения мероприятий по интенсификации притока.

Таким образом, согласно вышесказанному, обеспечивается достижение заявленного результата.

Не выявлены по имеющимся источникам технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявленному техническому результату.

Заявляемый способ соответствует условию «изобретательского уровня».

Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующим примером.

Необходимо провести глушение газовой скважины.

Исходные данные скважины подлежащей глушению представлены в таблице 1.

Для рассматриваемого примера определим, что закачку раствора будем вести в трубное пространство, а поднимать раствор с забоя скважины на устье будем по затрубному.

Согласно представленной выше методике, рассчитываем необходимые данные.

Определяем требуемую величину давления на забое скважины, в процессе ее глушения:

Рзабпл * К=13,7*1,1=15,07 МПа

где:

Рзаб - требуемая величина давления на забое скважины, МПа;

Рпл - пластовое давление на момент глушение скважины (из таблицы), 13,7 МПа;

К - коэффициент запаса, согласно пункта 210 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденных Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12 марта 2013 г. №101, равен 1,1.

Зная величину давления на забое скважины, определяем плотность раствора глушения:

где:

ρ - плотность раствора глушения, кг/м3;

Рзаб - требуемая величина давления на забое скважины, 15,07 МПа;

g - ускорение свободного падения, 9,81 м/с2;

h - глубина кровли интервала перфорации или открытого ствола, 1185 м.

Объем раствора закачиваемого на первом этапе, равен сумме геометрических объемов трубного пространства скважины Vтр и зумпфа Vзум, и определяется по формуле:

Vэтап 1=Vтр+Vзум

где:

Vэтап 1 - объем раствора закачиваемый на первом этапе глушения скважины, м3;

Vтр - объем трубного пространства скважины, м3;

Vзум - объем зумпфа, м3.

Объем трубного пространства скважины (внутренний объем насосно-компрессорных труб) рассчитываем по формуле:

Vтр=Sвн(нкт) * hтр

где:

Vтр - объем трубного пространства скважины, м3;

Sвн(нкт) - внутренняя площадь сечения насосно-компрессорных труб, м2;

hтр - глубина спуска насосно-компрессорных труб (из таблицы), 1185 м.

Внутренняя площадь сечения насосно-компрессорных труб:

где:

Sвн(нкт) - внутренняя площадь сечения насосно-компрессорных труб, м2;

п - математическая постоянная Пи, 3,14;

dвн(нкт) - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб (из таблицы), 0,1 м.

Объем трубного пространства скважины (внутренний объем насосно-компрессорных труб):

Vтр=Sвн(нкт) * hтр=0,00785 * 1185=9,3 м3

где:

Vтр - объем трубного пространства скважины, м3;

Sвн(нкт) - внутренняя площадь сечения насосно-компрессорных труб (вычислена ранее), м2;

hтр - глубина спуска насосно-компрессорных труб (из таблицы), 1185 м.

Объем зумпфа, это объем от воронки (башмака) насосно-компрессорных труб до искусственного забоя, рассчитываем по формуле:

Vзум=Sвн(эк) * hзум

где:

Vзум - объем зумпфа, м3;

Sвн(эк) - внутренняя площадь сечения эксплуатационной колонны, м2;

hзум - расстояние от низа насосно-компрессорных труб до искусственного забоя, м.

Внутренняя площадь сечения эксплуатационной колонны:

где:

Sвн(эк) - внутренняя площадь сечения эксплуатационной колонны, м2;

п - математическая постоянная Пи, 3,14;

dвн(эк) - внутренний диаметр эксплуатационной колонны (из таблицы), 0,15 м.

Объем зумпфа:

Vзум=(Sвн(эk) * hзум=0,01766 * 25=0,4415 м3

где:

Vзум - объем зумпфа, м3;

Sвн(эк) - внутренняя площадь сечения эксплуатационной колонны (вычислена ранее), м2;

hзум - расстояние от низа насосно-компрессорных труб до искусственного забоя (из таблицы 1210-1185=25 м.), 25 м.

Устьевое давление в затрубном пространстве, в конце заполнения зумпфа, определяем по формуле:

Р уст.затр.нач=Рст.затр*К=12,4 * 1,1=13,64 МПа

где:

Руст.затр.нач - устьевое давление в затрубном пространстве по окончанию первого этапа, МПа;

Рст.затр - устьевое статическое давление в затрубном пространстве перед началом производства работ (из таблицы), 12,4 МПа;

К - коэффициент запаса, согласно пункта 210 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденных Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12 марта 2013 г. №101, равен 1,1.

Результаты расчетов заносим в таблицу 2, согласно которой будем осуществлять процесс глушения скважины.

Первая и вторая строка таблицы 2 соответствует первому этапу глушения. На этом этапе происходит заполнение раствором глушения трубного пространства и зумпфа скважины. Объем закачиваемого раствора равен сумме объемов трубного пространства скважины Vтр и зумпфа Vзум.

Устьевое давление в затрубном пространстве, при заполнении трубного пространства раствором равным объему Vтр, поддерживается на уровне величины статического давления в затрубном пространстве перед началом производства работ, берется из таблицы с данными.

Устьевое давление в затрубном пространстве, в конце заполнения зумпфа, должно соответствовать величине Р уст.затр.нач, и определяется по формуле.

Состояние скважины в конце первого этапа представлено в графическом приложении, фиг. 1. График изменения устьевого давления в затрубном

пространстве и давления на забое скважины, в процессе выполнения первого этапа, представлен в графическом приложении, фиг. 2.

Далее выполняем расчеты для показателей второго этапа глушения.

На данном этапе продолжается закачка раствора в трубное пространство скважины, при этом раствор по затрубному пространству поднимается на устье.

Объем раствора, закачиваемый на данном этапе равен объему затрубного пространства (объем между внутренней стенкой эксплуатационной колонны и наружной стенкой насосно-компрессорных труб), и рассчитывается по формуле:

где:

Vзатр - объем затрубного пространства скважины, м3;

Sвн(эк) - внутренняя площадь сечения эксплуатационной колонны, м2;

Sнар(нкт) - наружная площадь сечения насосно-компрессорных труб, м2;

hтр - глубина спуска насосно-компрессорных труб (из таблицы), 1185 м.

Внутренняя площадь сечения эксплуатационной колонны:

где:

Sвн(эк) - внутренняя площадь сечения эксплуатационной колонны, м2;

п - математическая постоянная Пи, 3,14;

dвн(эк) - внутренний диаметр эксплуатационной колонны (из таблицы), 0,15 м.

Наружная площадь сечения насосно-компрессорных труб:

где:

Sнар(нкт) - наружная площадь сечения насосно-компрессорных труб, м2;

п - математическая постоянная Пи, 3,14;

dнар(нкт) - наружный диаметр насосно-компрессорных труб (из таблицы), 0,1 м.

Объем затрубного пространства скважины:

где:

Vзатр - объем затрубного пространства скважины, м3;

Sвн(эк) - внутренняя площадь сечения эксплуатационной колонны (вычислена ранее), м2;

Sнар(нкт) - наружная площадь сечения насосно-компрессорных труб (вычислена ранее), м2;

hтр - глубина спуска насосно-компрессорных труб (из таблицы), 1185 м.

Объем раствора закачиваемый на втором этапе равен объему затрубного пространства, и соответствует Vзатр=8,83 м3.

Шаг нарастания в таблице 2, строки с 3 по 20, равен 0,5 м3 и выбран с точки зрения удобства контроля закачиваемого объема раствора и поддержания требуемого устьевого давления в затрубном пространстве, и соответствует минимальному шагу шкалы мерной емкости насосного агрегата.

Величина давления в затрубном пространстве, при подъеме раствора глушения по затрубному пространству, рассчитывается по формуле:

Руст.затр=Рзаб-Рст.раст.-Рст.фл.

где:

Руст.затр - устьевое давление в затрубном пространстве, МПа;

Рзаб - требуемая величина давления на забое скважины, в процессе ее глушения (рассчитана ранее, величина постоянная на всем протяжении процесса глушения), 15,07 МПа;

Рст.раст.- давление создаваемое столбом раствора, поднимаемого по затрубному пространству, МПа;

Рст.фл. - давление создаваемое столбом газа, вытесняемого с затрубного пространства, МПа.

Давление создаваемое столбом раствора, поднимаемого по затрубному пространству, рассчитывается по формуле:

Рст.раст. = ρ * g * hраст.затр

где:

Рст.раст. - давление создаваемое столбом раствора, поднимаемого по затрубному пространству, Па;

ρ - плотность раствора глушения (рассчитана ранее), 1296,4 кг/м3;

g - ускорение свободного падения, 9,81 м/с2;

hрас.затр - высота столба раствора в затрубном пространстве, рассчитывается от кровли интервала перфорации, м.

Высота столба раствора в затрубном пространстве, рассчитывается по формуле:

где:

hрас.затр - высота столба раствора в затрубном пространстве, рассчитывается от кровли интервала перфорации, м;

Vрас.затр - нарастающий объем раствора поднимаемый по затрубному пространству (соответствует строкам 3-20 таблицы 2), м3;

Sвн(эк) - внутренняя площадь сечения эксплуатационной колонны (вычислена ранее), м2;

Sнар(нкт) - наружная площадь сечения насосно-компрессорных труб (вычислена ранее), м2.

Давление создаваемое столбом флюида, вытесняемого с затрубного пространства, рассчитывается по формуле:

где:

Рст.фл. - давление создаваемое столбом флюида, вытесняемого с затрубного пространства, МПа;

Рзаб - требуемая величина давления на забое скважины (рассчитана ранее), МПа;

К - коэффициент запаса, согласно пункта 210 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденных Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12 марта 2013 г. №101, равен 1,1;

Руст.затр - устьевое давление в затрубном пространстве (берется из таблицы с исходными данными), МПа;

hзатр - высота затрубного пространства (в нашем случае глубина спуска НКТ), 1185 м.;

hрас.затр - высота столба раствора в затрубном пространстве, рассчитывается от башмака НКТ (определена ранее), м.

Определим устьевое давление в затрубном пространстве для строчек 3 и 4 таблицы 2:

Для строки 3 таблицы 2, объем раствора поднимаемого по затрубному пространству равен 0,5 м3:

Для строки 4 таблицы 2, объем раствора поднимаемого по затрубному пространству равен 1 м3 (нарастающий объем):

Далее для строк с 5 по 20 таблицы 2 выполняем аналогичные расчеты. Полученные данные заносим в таблицу 2.

Этап 2 является самым важным в процессе глушения скважины, именно на этом этапе, благодаря предварительному расчету, давление на забое скважины, с помощью устьевого давления, поддерживается на уровне обеспечивающем предупреждение поглощения раствора пластом-коллектором и притока флюида из пласта-коллектора в ствол скважины.

Состояние скважины в процессе и по окончанию этапа 2 представлено в графическом приложении, фиг. 4 и фиг. 5. График изменения устьевого давления в затрубном пространстве и давления на забое скважины, в процессе выполнения второго этапа, представлен в графическом приложении, фиг. 2.

Третий этап глушения, соответствует 21 строке таблицы 2. Переход от второго к третьему этапу осуществляется без останова закачки раствора. На данном этапе продолжается закачка раствора в трубное пространство скважины, с затрубного пространства принимается газированный раствор, при этом в скважине происходит смена газированного раствора на чистый раствор. Необходимость в выполнении данной операции обусловлена

снижением плотности раствора при смешении его с газом, и как следствие изменение давления, оказываемого столбом раствора на забой скважины.

Объем прокачиваемого раствора на этом этапе, равен объему скважины, и определяется по формуле:

Vскв=Vтр + Vзатр + Vзум=9,3+8,83+0,4415=18,6 м3

где:

Vскв - объем скважины, м3;

Vзум - объем зумпфа, м3;

Vзатр - объем затрубного пространства скважины, м3;

Vтр - объем трубного пространства скважины, м3.

По найденным значениям осуществляют глушение скважины, в процессе которого отсутствует поглощение раствора и приток флюида в ствол скважины. Время глушения скважины сокращается и соответствует времени прокачки раствора, равного двум объемам скважины.

Состояние скважины по окончанию этапа 3 представлено в графическом приложении, фиг. 6. График изменения устьевого давления в затрубном пространстве и давления на забое скважины, в процессе выполнения третьего этапа, представлен в графическом приложении, фиг. 2.

Таким образом, способ глушения газовой скважины соответствует условию «новизны, изобретательского уровня и промышленной применимости», следовательно соответствует условию «патентоспособности».

Способ заключается в определении зависимости изменения устьевого давления от высоты подъема уровня раствора, обеспечивающего нахождение давления на забое скважины в условиях отсутствия поглощения раствора и подхвата газовых пачек, данное условие обеспечивают за счет соблюдения следующего неравенства:

Рпл - ΔРдепр ≤ Рзаб ≤ Рпл + ΔРреп,

где Рзаб - требуемая величина давления на забое скважины, МПа;

Рпл - пластовое давление на момент глушение скважины, МПа;

ΔРдепр - депрессия, перепад давления, при котором газ из пласта-коллектора начинает поступать в ствол скважины, МПа;

ΔРреп - репрессия, перепад давления, при котором раствор глушения начинает поступать из ствола скважины в пласт-коллектор, МПа,

репрессия и депрессия являются индивидуальными величинами для каждого объекта и зависят от проницаемости коллектора и параметров используемого раствора, на этапе подготовки к глушению скважины осуществляют замер устьевого давления, рассчитывают пластовое давление, плотность раствора, объемы трубного и затрубного пространств, далее определяют величину давления на забое скважины, обеспечивающую отсутствие поглощение раствора и подхвата газовых пачек, зная необходимую величину давления на забое скважины, рассчитывают остальные показатели, глушение скважины производится в три этапа: на первом этапе заполняют трубное пространство скважины требуемым объемом раствора, определенным заранее, закачку раствора ведут с подержанием требуемого давления в затрубном пространстве на устье скважины, при необходимости стравливают с него газ, на втором этапе, без останова после первого, продолжают закачку раствора в трубное пространство скважины, стравливанием газа с затрубного пространства, поддерживают в нем требуемую величину давления, определяемую по таблице от объема закачанного в скважину раствора, на третьем этапе, после подъема раствора по затрубному пространству на устье, промывают скважину в объеме одного объема скважины чистым раствором, меняют газированный раствор на чистый, закрывают запорную арматуру, оставляют скважину на технологический отстой.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважины с большим углом наклона эксплуатационной колонны. Устройство содержит колонну НКТ, насос, клапан и фильтр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважины с большим углом наклона эксплуатационной колонны. Устройство содержит колонну НКТ, насос, клапан и фильтр.

Изобретение относится к технике нефтепромыслового оборудования и может быть использовано с установками электрических центробежных насосов (УЭЦН) для одновременно-раздельной эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.

Группа изобретений относится к технике добычи нефти и других жидкостей и, в частности, к технике подъема добываемой продукции скважин. Изобретения могут быть использованы для добычи нефти из скважин, в основном тяжелой нефти с повышенной плотностью и вязкостью, а также с увеличенным содержанием природных примесей - воды, песка, парафина в условиях высокого давления, газового фактора и низких температур.

Группа изобретений относится к трубчатым элементам с насадкой для управления скважинным флюидом. Технический результат – усовершенствованные трубчатые элементы с насадками.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в скважинах с повышенным давлением попутного газа в затрубном пространстве и низким динамическим уровнем.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования потока в скважине. Устройство для установки в стволе скважины в подземном участке содержит: по существу трубчатую стенку корпуса, отделяющую внутреннюю часть скважинного устройства от внешней его части, проходящей в радиальном направлении наружу от указанной внутренней части и образующей при установке в стволе скважины совместно с указанным стволом скважины кольцевое пространство; и струйный диод, находящийся в гидравлическом сообщении между внутренней частью скважинного устройства и внешней частью скважинного устройства сквозь стенку корпуса.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования потока в скважине. Устройство для установки в стволе скважины в подземном участке содержит: по существу трубчатую стенку корпуса, отделяющую внутреннюю часть скважинного устройства от внешней его части, проходящей в радиальном направлении наружу от указанной внутренней части и образующей при установке в стволе скважины совместно с указанным стволом скважины кольцевое пространство; и струйный диод, находящийся в гидравлическом сообщении между внутренней частью скважинного устройства и внешней частью скважинного устройства сквозь стенку корпуса.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве горизонтальных добывающих скважин для эксплуатации высокопроницаемых пластов с подошвенной водой.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке малодебитных и обводненных скважин. Технический результат – повышение эффективности отбора продукции из скважин вскрытого пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для глушения газовых скважин при проведении ремонтных работ. Способ заключается в определении зависимости изменения устьевого давления от высоты подъема уровня раствора, обеспечивающего нахождение давления на забое скважины в условиях отсутствия поглощения раствора и подхвата газовых пачек. Данное условие обеспечивается за счет соблюдения математического неравенства. На этапе подготовки к глушению скважины делается замер устьевого давления, рассчитываются пластовое давление, плотность раствора, объемы трубного и затрубного пространств. Далее определяется величина давления на забое скважины, обеспечивающего отсутствие поглощение раствора и подхвата газовых пачек. Зная необходимую величину давления на забое скважины, рассчитываются остальные показатели. Для удобства использования полученных результатов информация сводится в таблицу. Глушение скважины производится в три этапа. На первом этапе заполняется трубное пространство скважины и зумпф, требуемый объем раствора определен заранее, закачку раствора ведут с подержанием требуемого давления в затрубном пространстве на устье скважины, при необходимости стравливают с него газ. На втором этапе без останова после первого продолжают закачку раствора в трубное пространство скважины стравливанием газа с затрубного пространства, поддерживают в нем требуемую величину давления, определяемую по таблице в зависимости от объема раствора, закачанного в скважину. На третьем этапе после подъема раствора по затрубному пространству на устье промывают скважину в объеме одного объема скважины чистым раствором, меняют газированный раствор на чистый, закрывают запорную арматуру, оставляют скважину на технологический отстой. Скважина заглушена. Технический результат, получаемый при осуществлении предлагаемого изобретения: отсутствие кольматации призабойной зоны, сокращение сроков глушения скважин с нескольких суток до нескольких часов, исключение сверхнормативного расхода химических реагентов для приготовления дополнительного объема раствора, потерянного в результате поглощения, сокращение числа используемых цементировочных и насосных агрегатов до одной единицы, отсутствие необходимости проведения мероприятий по интенсификации притока, снижение риска возникновения газонефтеводопроявлений, аварийных ситуаций. 6 ил.

Наверх