СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
METHODS OF WELL KILLING WITHIN THE SEVERE ENVIRONMENT OF GAS AND GAS-CONDENSATE WELLS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к глушению газовых и газоконденсатных эксплуатационных скважин при проведении в них капитальных ремонтов, преимущественно в продуктивных пластах с аномально низкими пластовыми давлениями, в осложненных условиях.
В процессе глушения пакерующих газовых и газоконденсатных скважин заполнение затрубного надпакерного пространства скважин жидкостью глушения должно проводиться через циркуляционный клапан, которым снабжены скважины. Однако опыт показывает, что в процессе длительной эксплуатации клапан выходит из строя и открыть его невозможно. Кроме того, в реальных условиях большинство эксплуатационных колонн негерметичны.
Известен способ глушения газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД), включающий блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по лифтовой колонне блокирующего состава и последующего закачивания в скважину жидкости глушения (RU №2188308).
Недостатком этого способа глушения скважин в осложненных условиях при негерметичной эксплуатационной колонне и неисправном циркуляционном клапане является низкая надежность глушения скважин из-за невозможности поддержания противодавления на скважине в результате поглощения жидкости глушения в интервале негерметичности эксплуатационной колонны.
Известен способ глушения скважин в условиях АНПД, включающий блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по лифтовой колонне блокирующего состава с последующим закачиванием в скважину жидкости глушения (RU №2255209).
Недостатком этого способа глушения скважин в осложненных условиях при негерметичной эксплуатационной колонне и неисправном циркуляционном клапане является низкая надежность глушения скважин из-за невозможности поддержания противодавления на скважине в результате поглощения жидкости глушения в интервале негерметичности эксплуатационной колонны.
Задачей изобретения является разработка способа глушения пакерующих газовых и газоконденсатных скважин в условиях АНПД.
Технический результат состоит в повышении надежности глушения пакерующих скважин в условиях АНПД в осложненных условиях, в частности при негерметичной эксплуатационной колонне и неисправном циркуляционном клапане.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в способе глушения в осложненных условиях газовых и газоконденсатных скважин, оборудованных эксплуатационной, лифтовой колоннами, пакером, в лифтовую колонну закачивают блокирующую композицию в объеме, равном суммарному объему лифтовой колонны и объему затрубного подпакерного пространства скважины, продавливают блокирующую композицию в подпакерное пространство скважины, последовательно закачивая в лифтовую колонну продавочную жидкость и жидкость глушения, и оставляют скважину на технологическую выстойку для выпуска газовых шапок, после этого в затрубное пространство скважины закачивают техническую воду, оттесняя газ, находящийся в затрубном пространстве скважины, в интервал негерметичности эксплуатационной колонны и в верхнюю часть затрубного пространства скважины, где он скапливается в газовую шапку и периодически стравливается, затем в затрубное пространство скважины закачивают тампонирующий состав, продавливают его в интервал негерметичности эксплуатационной колонны продавочной жидкостью и выдерживают скважину не более 12 часов, затем в лифтовой колонне выше пакера, ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны, выполняют сквозные отверстия, ниже сквозных отверстий, внутри лифтовой колонны, размещают глухую пробку, в лифтовую колонну подают жидкость глушения, которая, проходя через сквозные отверстия в лифтовой колонне, вымывает из затрубного пространства скважины остатки тампонирующего состава, продавочную жидкость и техническую воду, при этом подачу жидкости глушения заканчивают, когда ее плотность в затрубном пространстве скважины будет равна изначальной плотности.
Способ реализуется следующим образом.
В лифтовую колонну газовой или газоконденсатной скважины, оборудованной эксплуатационной, лифтовой колоннами и пакером, первоначально снабженной циркуляционным клапаном, находящуюся в осложненных условиях, вызванных отказом циркуляционного клапана и негерметичностью эксплуатационной колонны, закачивают блокирующую композицию.
В качестве блокирующей композиции используют высоковязкий полимерколлоидный раствор или загущенный инвертно-эмульсионный раствор. При этом композиция должна выдержать репрессию на пласт, в 3-5 раз превышающую пластовое давление, выдерживать максимальное значение гидростатического давления в скважине при АНПД, выдерживать максимальный перепад давления между скважиной и пластом.
Объем блокирующей композиции равен суммарному объему лифтовой колонны и объему затрубного подпакерного пространства скважины.
3
3
3
Блокирующую композицию продавливают в подпакерное пространство скважины, последовательно закачивая в лифтовую колонну продавочную жидкость и жидкость глушения, и оставляют скважину на технологическую выстойку для выпуска газовых шапок. В качестве продавочной жидкости используют водометанольный раствор плотностью 920-960 кг/м, а в качестве жидкости глушения для газовых скважин используют эмульсионный раствор на основе газового конденсата плотностью 940-1020 кг/м, для газоконденсатных скважин - водный раствор хлорида натрия плотностью 1040-1100 кг/м.
Закачивание блокирующей композиции, продавочной жидкости и жидкости глушения в лифтовую колонну возможно через гибкие трубы колтюбинговой установки или через промывочные трубы, спускаемые с помощью передвижного подъемного агрегата, либо закачиванием через саму лифтовую колонну, в «лоб».
После технологической выстойки в затрубное пространство скважины закачивают техническую воду, оттесняя газ, находящийся в затрубном пространстве скважины, в интервал негерметичности эксплуатационной колонны и в верхнюю часть затрубного пространства скважины, где он скапливается в газовую шапку и периодически стравливается. При этом выпуск газа из затрубного пространства скважины проводят путем остановок и долива технической воды в затрубное пространство.
После дегазации скважины в затрубное пространство скважины закачивают тампонирующий состав, продавливают его в интервал негерметичности эксплуатационной колонны продавочной жидкостью и выдерживают скважину не более 12 часов.
3
В качестве тампонирующего состава используют глинистый раствор с плотностью 1060 кг/м, условной вязкостью 65 с.
Затем в лифтовой колонне выше пакера, но ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны, выполняют сквозные отверстия. Выполнение сквозных отверстий в лифтовой колонне можно проводить перфорацией или пробойником ПСГ-102, спускаемым на бурильных трубах.
Внутри лифтовой колонны, ниже сквозных отверстий, размещают глухую пробку, в качестве которой можно использовать глухую пробку, входящую в комплект комплекса подземного оборудования, либо мостовую пробку, либо специально изготовленную пробку, спускаемую с помощью тросового инструмента канатной техники.
После установки глухой пробки в лифтовую колонну подают жидкость глушения, которая, проходя через сквозные отверстия в лифтовой колонне, вымывает из затрубного пространства скважины остатки тампонажного состава, продавочную жидкость и техническую воду. Подачу жидкости глушения заканчивают, когда ее плотность в затрубном пространстве будет равна изначальной плотности.
Использование предлагаемого изобретения позволит повысить надежность глушения пакерующих скважин в осложненных условиях при негерметичной эксплуатационной колонне и при неисправном циркуляционном клапане, позволит сократить продолжительность ремонтных работ на скважине.