СПОСОБ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СКВАЖИНЫ

Изобретение тносится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к интенсификации притоков углеводородов в газоконденсатных скважинах с низкой продуктивностью методом гидравлического разрыва пласта в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

При гидравлическом разрыве пласта скважин применяется специальная фонтанная арматура, рассчитанная на высокое давление, в 2 раза как минимум превышающее давление предполагаемого разрыва. А также применяется колонна насосно-компрессорных труб, оборудованная пакером, выдерживающим высокое давление разрыва горных пород и защищающем эксплуатационную колонну от воздействия высокого давления. Перед гидравлическим разрывом ласта скважина глушится, с устья скважины демонтируется старая фонтанная арматура, монтируется превенторная установка, извлекается лифтовая колонна, находящаяся в скважине, спускается колонна насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления, демонтируется превенторная установка, монтируется специальная фонтанная арматура высокого давления. Только после этого проводится гидравлический разрыв пласта. Затем демонтируется специальная фонтанная арматура высокого давления, монтируется превенторная установка, из скважины извлекается колонна насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления, в скважину спускается лифтовая колонна, с устья скважины демонтируется превенторная установка и монтируется фонтанная арматура. После чего скважина осваивается.

Опыт проведения гидравлического разрыва пласта в газоконденсатных скважинах с низкой продуктивностью на месторождениях севера Тюменской области, в частности на Ямбургском месторождении, показывает, что после проведения разрыва горных пород нередки случаи поглощения значительных объемов жидкости глушения и получения притока газа сразу после завершения разрыва пласта. Это характерно для скважин с АНПД или для скважин с низкими прочностными характеристиками скелета пласта. Неуправляемое проявление скважины требует проведения повторного глушения скважины для восстановления контроля над скважиной и проведения последующих плановых работ по извлечению колонны насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления. В результате повторного, незапланированного, глушения скважины происходит повторное загрязнение призабойной зоны пласта, сводящее на нет полученный ранее положительный эффект от гидравлического разрыва пласта.

Известен способ гидравлического разрыва пласта газовой скважины, включающий глушение скважины, переобвязку устья, извлечение лифтовой колонны из скважины и спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления, переобвязку устья, запакеровку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта, переобвязку устья, срыв и извлечение пакера высокого давления, спуск в скважину лифтовой колонны, переобвязку устья и освоение скважины [Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. - М.: Недра, 1975. - С.374-377].

Недостатком способа является большая вероятность неуправляемых поглощений пластом больших объемов жидкости глушения и необходимость повторного глушения скважины для восстановления контроля над скважиной и возможности проведения дальнейших плановых ремонтных работ по извлечению колонны насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления из скважины. Вследствие повторного глушения скважины неизбежно дальнейшее загрязнение призабойной зоны пласта, сводящее на нет полученный эффект от гидравлического разрыва пласта.

Известен способ гидравлического разрыва пласта газовой скважины, включающий глушение скважины, переобвязку устья, извлечение лифтовой колонны из скважины и спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления, переобвязку устья, запакеровку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта, переобвязку устья, срыв и извлечение пакера высокого давления, спуск в скважину лифтовой колонны, переобвязку устья и освоение скважины [Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д. Ремонт газовых скважин. - М.: Недра, 1998. - С.173].

Недостатком способа является большая вероятность неуправляемых поглощений пластом больших объемов жидкости глушения и необходимость повторного глушения скважины для восстановления контроля над скважиной и возможности проведения дальнейших плановых ремонтных работ по извлечению колонны насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления из скважины. Вследствие повторного глушения скважины неизбежно дальнейшее загрязнение призабойной зоны пласта, сводящее на нет полученный эффект от гидравлического разрыва пласта.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в устранении поглощения технологических жидкостей пластом и загрязнения свежепорванного аномально проницаемого интервала продуктивного пласта, а также в создании безопасных условий извлечения из скважины колонны насосно-компрессорных труб с пакером и циркуляционным клапаном.

Достигаемый технический результат состоит в обеспечении надежности и безопасности производства работ при снижении затрат на монтажные работы.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе гидравлического разрыва пласта газоконденсатной скважины, включающем глушение скважины, переобвязку устья, извлечение лифтовой колонны из скважины и спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления, переобвязку устья, запакеровку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта с закреплением образовавшихся трещин проппантом, переобвязку устья, срыв и извлечение пакера высокого давления, спуск в скважину лифтовой колонны, переобвязку устья и освоение скважины, в отличие от прототипа в скважину при проведении гидроразрыва пласта непосредственно за проппантом закачивают блокирующий раствор, после чего заполняют затрубное и трубное пространство жидкостью глушения необходимой плотности, проводят циркуляцию жидкости не менее 2-х циклов.

На фиг.1 схематично изображено устройство для реализации данного способа в процессе разрыва пласта, на фиг.2 - в процессе срыва пакера высокого давления из скважины, на фиг.3 - заполненная проппантом и блокирующим раствором трещина вновь порванного аномально проницаемого интервала продуктивного пласта.

Устройство включает в себя колонную головку 1 с установленными на ней трубной головкой 2, превенторной установкой 3 и надпревенторной катушкой 4. В скважину внутри них спущена колонна насосно-компрессорных труб 5 с пакером высокого давления 6 и циркуляционным клапаном 7, размещенным выше пакера 6. Колонна насосно-компрессорных труб 5 подвешена на подвесном патрубке 8, закрепленном с помощью подвесного фланца 9 на надпревенторной катушке 4. На подвесном патрубке 8 размещены задвижка или кран высокого давления 10 и быстроразъемные соединения 11, расположенные выше и ниже задвижки или крана высокого давления 10. К трубной головке 2 присоедены факельная линия 12 и линия контроля за затрубным пространством 13. К подвесному патрубку 8 через верхнее быстроразъмное соединение 11 подсоединена нагнетательная линия 14.

Способ реализуется следующим образом.

Скважину глушат. С устья скважины демонтируют фонтанную елку старой, ранее установленной на скважине, фонтанной арматуры. На трубной головке 2 старой фонтанной арматуры, которая размещена на колонной головке 1, монтируют превенторную установку 3 с надпревенторной катушкой 4. Из скважины извлекают лифтовую колонну, находящуюся в скважине. В скважину спускают через превенторную установку 3 колонну насосно-компрессорных труб 5 с пакером высокого давления 6 и циркуляционным клапаном 7. Колонну насосно-компрессорных труб 5 подвешивают на подвесном патрубке 8, который закрепляют с помощью подвесного фланца 9 на надпревенторной катушке 4. На подвесном патрубке 8 размещены задвижка или кран высокого давления 10, ниже и выше которых размещены быстроразъемные соединения 11. К трубной головке 2 присоединяют факельную линию 12 и линию контроля за затрубным пространством 13. К подвесному патрубку 8 через верхнее быстроразъемное соединение 11 присоединяют линию нагнетания 14.

Подачей жидкости через линию нагнетания 14 от насосной установки, например, ЦА-320 (не показано) приводят пакер высокого давления 6 в рабочее состояние, когда он перекрывает и изолирует затрубное пространство скважины, герметично отсекая забой скважины от устья. Герметичность пакера высокого давления 6 проверяют созданием давления в затрубном пространстве скважины с помощью линии контроля за затрубным пространством 14.

Нагнетанием жидкости разрыва через линию нагнетания 14 проводят гидравлический разрыв пласта и закрепляют образовавшиеся трещины 15 проппантом 16, закачиваемым через линию нагнетания 14 жидкостью-проппантоносителем и продавливаемым в трещины 15 блокирующим раствором 17, состав и плотность которого зависят от конкретных геолого-технических условий, в частности от пластового давления. Так, для скважин с повышенным пластовым давлением можно использовать блокирующий раствор плотностью свыше 1400 кг/м³, а при низком пластовом давлении плотность блокирующего раствора составляет от 700 кг/м³ и выше. Блокирующий раствор 17, закачиваемый непосредственно вслед за проппантом 16 перед жидкостью глушения 18, позволяет заблокировать призабойную зону пласта (ПЗП) от проникновения в нее твердой фазы жидкости глушения 18, с одной стороны, тем самым предотвратить загрязнение ПЗП. С другой стороны, позволяет предотвратить поглощение жидкости глушения 18 вновь порванным аномально проницаемым интервалом продуктивного пласта через трещины разрыва 15, устранить катастрафическое снижение уровня жидкости глушения 18 и не допустить неуправляемое проявление скважины. Блокирование трещин разрыва 15 не позволит пластовому флюиду (газу, газовому конденсату) двинуться к забою скважины далее на устье под действием пластового давления через вновь образовавшиеся трещины разрыва 15. Движение пластового флюида к устью скважины может привести к выбросу колонны насосно-компрессорных труб 5 с пакером 6 и циркуляционным клапаном 7 в процессе ее извлечения из скважины, к неуправляемым газопроявлениям и даже к открытому газовому фонтану.

После завершения гидравлического разрыва пласта вслед за блокирующим раствором 17 в скважину закачивают жидкость глушения 18, заполняя ею трубное пространство (ствол НКТ). После этого открывают циркуляционный клапан 7 и закачивают через него в затрубное пространство скважины жидкость глушения 18 необходимой плотности, достаточной для обеспечения необходимого противодавления на пласт. Проводят выравнивание плотностей жидкостей в трубном и затрубном пространствах скважины путем создания циркуляции не менее 2-х циклов.

После выравнивания плотностей жидкости глушения 18 и раскрепления подвесного фланца 9 с надпревенторной катушкой 4 проводят срыв пакера высокого давления 6, отрывая шлипсы пакера из зацепления с эксплуатационной колонной 19 скважины, путем натяжения колонны насосно-компрессорных труб 5 вверх с помощью подъемного агрегата (не показано).

Извлекают из скважины колонну насосно-компрессорных труб 5 с пакером высокого давления 6 и циркуляционным клапаном 7, отсоединяя при этом от колонны насосно-компрессорных труб 5 подвесной патрубок 8 с подвесным фланцем 9. Затем спускают в скважину лифтовую колонну, предназначенную для эксплуатации скважины. Закрепляют ее в трубной головке 2 фонтанной арматуры, размещенной на колонной головке 1. Демонтируют превенторную установку 3 с надпревенторной катушкой 4. На трубную головку 2 монтируют фонтанную арматуру, предназначенную для эксплуатации скважины. После этого скважину осваивают по известной технологии через факельную линию 12.

Предлагаемый способ позволяет предохранить ПЗП от фильтратов жидкости глушения, устранить поглощение жидкости глушения и связанное с этим неуправляемое проявление скважины. Устранить вероятность возникновения открытого фонтана. Устранить повторное, не запланированное, глушение скважины с неизбежным повторным загрязнением ПЗП, восстановить контроль за скважиной, а также обеспечить безопасное извлечение колонны насосно-компрессорных труб с пакером высокого давления и циркуляционным клапаном из скважины, уменьшить время нахождения скважины в бездействующем фонде.