Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ ФОНТАННОЙ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к глушению при проведении подземного и капитального ремонтов фонтанных скважин, имеющих значительный газовый фактор, аномально высокую проницаемость продуктивного пласта (зоны поглощения).

Известен способ глушения скважины закачкой блокирующей жидкости - мицеллярного раствора и водного раствора неорганических солей (1).

Недостатками указанного способа являются использование мицеллярного раствора, неустойчивого при контакте с минерализованными водами, необходимость привлечения специальной техники и точности в соблюдении рецептуры, а также дороговизна используемого в составе поверхностно-активного вещества. Кроме того, происходит частичное загрязнение призабойной зоны пласта. Эта совокупность недостатков делает применение способа технологически и экономически неэффективным.

Известен также способ глушения скважины, включающий замену скважинной жидкости последовательной закачкой обратной эмульсии и задавочной жидкости плотностью не выше плотности обратной эмульсии (2).

Недостатком известного способа является ограниченная область применения используемой обратной эмульсии, обусловленная возможным ее разрушением в условиях низкообводненных скважин при контакте с нефтью и кольматацией продуктивного интервала пласта.

Известна жидкость для глушения скважин, включающая моносульфитный черный щелок 80-90 мас.% и хлориды одно- и двухвалентных металлов 6-20 мас.% (3).

Данной жидкости свойственны ряд недостатков. Она недостаточно эффективна вследствие недостаточной плотности и невозможности применения в пластах, характеризующихся аномально высокими по проницаемости зонами поглощения. Кроме того, содержание моносульфитного щелока в указанных пределах приводит к повышению вязкости состава, что усложняет использование жидкости, особенно в условиях низких температур.

Известен также способ глушения скважины, включающий блокировку интервала перфорации нефильтрующейся высоковязкой инвертной дисперсией и последующим заполнением скважины водным раствором неорганических солей меньшей плотности (4).

Недостатком известного способа является необходимость освоения скважин с применением минеральных кислот и органических растворителей для разрушения остатков дисперсий, что усложняет проведение операции по пуску и освоению скважин.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к заявленному является способ глушения скважины, включающий блокировку интервала перфорации и части призабойной зоны пласта путем замены скважинной жидкости блокирующей и расположенной над ней задавочной жидкостью с оттеснением части блокирующей жидкости расчетного объема в призабойную зону пласта (5).

Однако при реализации известного способа возможно остаточное загрязнение призабойной зоны пласта частицами древесной муки, попадающими в поровое пространство и закупоривающих поры прискважинной зоны пласта за счет неполного удаления последних при освоении скважины известными способами, а также осложнение при высоком газовом факторе в фонтанирующих скважинах.

В основу изобретения положена задача создать высокоэффективный способ глушения фонтанирующей скважины, характеризующейся аномально высокой проницаемостью продуктивного пласта и значительным газовым фактором, и блокирующий раствор для его осуществления.

Поставленная задача решается тем, что в способе глушения скважины, включающем блокировку интервала перфорации и части призабойной зоны пласта путем замены скважинной жидкости блокирующей и расположенной над ней задавочной жидкостью с оттеснением части блокирующей жидкости расчетного объема в призабойную зону пласта, перед доставкой блокирующей жидкости на забой из скважины удаляют газ, находящийся в свободном состоянии, и достигают установления уровня жидкости на устье, путем остановки скважины на время, обеспечивающее прекращение разгазирования пластового флюида в стволе скважины и поднятия свободного газа к устью скважины, и дальнейшего поэтапного порционного долива в трубное и затрубное пространства жидкости с последующим сбросом порции газа, при этом сброс порции газа не должен приводить к поднятию пластового флюида в стволе скважины выше уровня, на котором начинается его разгазирование, а плотность доливочной жидкости должна обеспечивать заполнение скважины до ее устья, а блокирующая жидкость для глушения скважины включает магний хлористый технический (бишофит), гидроокись щелочного или щелочноземельного металла, карбонат щелочного металла, герметизатор пор "гермопор" (например, шелуха какао-бобов), пресную воду при следующем соотношении компонентов, г/л:

- магний хлористый технический (бишофит) ГОСТ 7759-73 - 180-220;

- гидроокись щелочного или щелочноземельного металла в расчете на гидроокись натрия (каустическая сода ТУ 6-01-1306-85) - 130-150;

- карбонат щелочного металла в расчете на карбонат натрия (кальцинированная сода ГОСТ 4201-79) - 30-40;

- гермопор (шелуха какао бобов) - 80-100;

- пресная вода ГОСТ 2874-82 - остальное.

Заявленная совокупность качественных и количественных существенных признаков позволяет достичь достаточного блокирующего эффекта в интервале перфорации без загрязнения призабойной зоны пласта, а также исключить осложнения при высоком газовом факторе, которые проявляются в виде выбросов скважинной жидкости при всплытии газовых пузырей к устью скважины.

Состав обеспечивает блокирование интервала поглощающего пласта. Блокирование происходит вследствие способности гермопора (в частности, шелухи какао-бобов) закупоривать поры прискважинной зоны пласта прямо на поверхности стенки скважины, не фильтруясь в пласт и не загрязняя поровое пространство. Предлагаемая блокирующая жидкость стабильна во времени, седиментационно устойчива, обладает достаточно низкой температурой застывания (до -30°С), практически не проникает в пласт, технологична, проста в приготовлении и использовании.

Блокирующую жидкость можно готовить непосредственно на месте или в заводских условиях без добавления гермопора с последующей транспортировкой к месту назначения, а гермопор добавлять перед использованием.

Краткое описание технологического процесса глушения фонтанной скважины.

Глушение скважины производят прямой доставкой блокирующей жидкости на забой при помощи жидкости глушения, размещенной над блокирующей жидкостью.

Останавливаем работу скважины на 1 сутки с целью стабилизации уровня жидкости в затрубном пространстве и трубах (при закрытых задвижках в затрубном пространстве и трубах). Определяем уровни жидкости в затрубном и трубном пространстве. Поэтапно, путем порционного долива жидкости заполнения в затрубное пространство и порционного сброса из него газа в рабочую линию добиваемся получения уровня жидкости на устье. Это делается с целью предотвращения появления новых порций газа в свободном состоянии, которые могут образоваться при разгазировании пластового флюида, подтянутого в затрубное пространство при полном, разовом сбросе из него давления в газовой шапке. Аналогично производим работы с колонной насосно-компрессорных труб. Данную манипуляцию можно сделать наоборот, сначала в НКТ, потом в затруб. Далее производим закачку жидкости заполнения в трубное пространство в объеме, равном объему НКТ. При закрытых НКТ производим закачку в затрубное пространство жидкости глушения в объеме затрубного пространства плюс объем скважины от искусственного забоя до подвески НКТ. При открытом затрубном пространстве производим закачку в НКТ приготовленного блокирующего раствора и оттеснение его расчетным количеством жидкости глушения в зону ствола скважины, вскрывшего продуктивный горизонт. Одновременно наблюдаем за поведением уровня жидкости в затрубном пространстве. Если после закачки в НКТ расчетного количества жидкости глушения циркуляция в затрубном пространстве отсутствует, то процесс глушения скважины прекращается, и скважина наблюдается в течение 2-х часов на предмет наличия перемещения уровней жидкости в трубах и затрубном пространстве. При отсутствии циркуляции фиксируется факт глушения скважины. В противном случае производим закачку жидкости глушения до прекращения циркуляции.

Объем блокирующей жидкости определяется по формуле:

где: V_блок - объем блокирующей жидкости, м³;

d_скв - диаметр скважины в зоне вскрытой толщины пласта, м;

Н_раб - вскрытая толщина продуктивного пласта, м;

η - коэффициент охвата (определяется исходя из конкретных геологических условий скважины);

V_кав - объем каверн, определенный по данным кавернометрии м³.

Пример конкретной реализации способа глушения добывающей скважины.

Предлагаемый способ глушения осуществляли на скважине №105 Памятно-сасовского месторождения. Диаметр эксплуатационной колонны - 168 мм, искусственный забой - 2710 м, открытый ствол - 2710-2556 м, глубина спуска НКТ 2,5 дюйма - 2554 м, эксплуатируемый горизонт - Е2, пластовое давление - 6,2 мПа на ВНК, буферное давление - 6,2 мПа, давление в затрубном пространстве - 3,3 мПа. Дебит по жидкости - 227 м³, дебит по нефти - 180 т, газовый фактор - 117 м³/т.

Согласно предлагаемому способу с целью стабилизации уровня скважину остановили на 4 часа, произвели замеры давления на буфере и в затрубном пространстве, на основании полученных данных и расчетов приготовили блокирующий раствор в объеме 2,7 м³ путем смешения геля из рассола бишофита и раствора соды и предварительно замоченного в пресной воде гермопора, произвели необходимую обвязку устьевого оборудования с емкостями и насосными агрегатами, произвели 5 циклов закачки жидкости заполнения в затрубное пространство и сброса из него газа с целью получения уровня жидкости на устье скважины. Каждый цикл соответствовал 300 л закаченной в затрубное пространство жидкости заполнения. При этом давление в затрубном пространстве снизилось на 0,2 мПа во время первого цикла, а в остальных оставалось постоянным, из чего следовало, что уровень жидкости находится на устье. Затем произвели замер уровня прибором СУ ДОС в трубном пространстве, который составил - 393 м, произвели также пять циклов закачки жидкости заполнения в трубное пространство и сброса из него газа. При первом цикле давление газа понизилось на 0,5 мПа при закачке 300 л и в последующие четыре цикла по 400 л со снижением давления после сброса газа соответственно на 1,4 мПа, на 0,4 мПа, на 0,2 мПа и на пятом цикле давление осталось постоянным, а на устье появилась жидкость. Далее в трубы произвели закачку 8 м³ жидкости заполнения плотностью (1060 кг/м³), затем в затрубное пространство 39 м³ жидкости глушения плотностью (920 кг/м³) и закончили закачкой 3 м³ нефти. Затем при открытом затрубном пространстве в трубы произвели закачку расчетного количества блокирующей жидкости в объеме 2,7 м³ и далее при открытом затрубном пространстве начали закачку в трубное пространство жидкости глушения. Процесс закачки жидкости глушения в НКТ контролировался с помощью манометра на агрегате и уровня в затрубном пространстве. При этом после поступления блокирующей жидкости в зону открытого ствола скважины уровень в затрубном пространстве изменился со 140 м до 125 м, после чего опять стал опускаться, и в этот момент закачку прекратили. Далее в течение 2-х часов прибором СУ ДОС наблюдали уровень жидкости в затрубном и трубном пространствах, которые оставались соответственно 140 м в затрубном и 210 м в трубном. На основании чего был сделан вывод об окончании процесса глушения. Процесс смены арматуры прошел без осложнений. Уровни жидкости контролировались прибором СУ ДОС, которые оставались неизменными в течение 5 часов ремонта скважины. После чего скважина была освоена путем замены жидкости глушения на жидкость с меньшей плотностью. После освоения скважина вышла в течение 1 часа на прежний уровень режима эксплуатации.

Изобретение обладает следующими преимуществами:

- блокирующая жидкость обладает большим эффектом для нейтрализации зон поглощения продуктивных пластов;

- блокирующая жидкость в большей степени обеспечивает сохранение гидродинамических свойств пласта после освоения скважины;

- предлагаемая технология глушения позволяет исключить осложнения на скважинах с высоким газовым фактором.

Источники информации

1. SU, авторское свидетельство, 874975, кл. Е 21 В 33/10, 1981 г.

2. SU, авторское свидетельство 1633090, кл. Е 21 В 33/10, 1991 г.

3. RU, патент, 2044753, кл. С 09 К 7/00, 1995 г.

4. RU, патент, 2005762, кл. С 09 К 7/02, 1994 г.

5. RU, патент, 2104392, кл. Е 21 В 33/10, 1996 г.