СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ ПАРАМЕТРАМИ ЗАКАЧИВАЕМЫХ В СКВАЖИНУ ЖИДКОСТЕЙ
METHOD FOR CONTROLLING PARAMETERS OF LIQUIDS INJECTED INTO WELL

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для управления параметрами закачиваемой в скважину жидкости при глушении скважин в процессе проведения ремонтных работ, в том числе для глушения скважин с аномально высоким пластовым давлением.
Известен Способ равновесного глушения скважины, включающий закачку жидкости в скважину с аномально высоким пластовым давлением до расчетной глубины, обеспечивающей достижение равенства забойного и пластового давлений в скважине [RU 2129210, Е21В 43/12, опубликовано 15.01.2020].
Недостатком известного технического решения является то, что при данном способе осуществляют закачку жидкости в пласт, при которой снижается проницаемость пласта и дебит скважины, а также используют дополнительные геолого-технические мероприятия, например, кислотную обработку.
Известен наиболее близкий Способ глушения нефтяных и газовых скважин с контролем давления на забое, взятый в качестве ближайшего аналога, включающий закачку жидкости в скважину с поддержанием заданного давления, предварительное определение пластового давления, измерение и расчет заданных параметров жидкости и определение значений заданных параметров жидкости, при этом определяют значение давления, обеспечивающее отсутствие поглощения закачиваемой жидкости [RU 2711131, Е21В 43/12, опубликовано 15.01.2020].
Недостатком данного технического решения является то, что при данном способе осуществляют контроль на устье только по затрубному пространству, закачку жидкости осуществляют только прямой циркуляцией, а также вышеуказанный способ включает множественность циклов закачки жидкости и ограничен в применении, а именно, только для скважин с низкими глубинами и низким давлением насыщения.
Известные способы глушения скважин малоэффективны для скважин со сложными геолого-технологическими показателями и для решения существующих проблем, возникающих при проведении ремонтных работ, в том числе и для скважин с аномально высоким давлением.
Предлагаемое техническое решение устраняет вышеперечисленные недостатки и позволяет сохранить фильтрационные свойства пласта, за счет обеспечения минимизации воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП), что позволяет не снижать добывные возможности скважины, не ухудшать фильтрационно-емкостные свойства пласта, предотвращать проникновение закачиваемой в пласт жидкости.
Поставленная цель достигается тем, что Способ управления параметрами закачиваемых в скважину жидкостей, включает в себя закачку жидкости в скважину с поддержанием заданного давления, предварительное определение пластового и забойного давлений, измерение и расчет заданных параметров жидкости, определение значений заданных параметров жидкости, при этом определяют значение давления, обеспечивающее отсутствие поглощения закачиваемой в пласт жидкости, осуществление мониторинга, контроля за заданными параметрами жидкости на входе и выходе из скважины, осуществление подготовки жидкости на устье перед закачкой ее в скважину, закачки жидкости с заданными параметрами в скважину, осуществление измерений параметров жидкости на входе и выходе из скважины, монтаж на устье скважины технологического устьевого оборудования, обеспечивающего мониторинг, контроль и регулирование за заданными параметрами жидкости и обеспечивающего замкнутый цикл циркуляции жидкости из скважины в скважину и, содержащего, как минимум, систему трубопроводов, измерительные приборы, расположенные с возможностью измерения заданных параметров жидкости на входе и выходе из скважины, станцию управления с программным обеспечением, которое обеспечивает мониторинг, контроль за заданными параметрами жидкости на входе и выходе из скважины и регулирование заданными параметрами жидкости на выходе из скважины, по меньшей мере, один насос для подачи жидкости, емкость или емкости, гидравлически соединенные со скважиной. Каждая емкость выполнена с возможностью размещения в ней заданного объема жидкости и устройств или устройства, регулирующего параметрами жидкости на выходе из скважины после их измерения. Программное обеспечение станции управления выполнено с возможностью в режиме реального времени получать и фиксировать информацию о параметрах жидкости, ее обрабатывать, анализировать, определять значение заданных параметров жидкости, выводить информацию на устройство визуализации и осуществлять регулирование параметрами жидкости для создания значения давления, когда
пл
заб.
Р ≤ Р,
заб
где Р - требуемая величина давления на забое скважины, МПа;
пл
Р - пластовое давление на момент глушения скважины, МПа, при этом заданные параметры жидкости представляют собой плотность, температуру, давление, объем, расход. Обработку информации осуществляют посредством сравнения заданных параметров между собой, вычисления заданных параметров, оформления информации.
Способ управления параметрами закачиваемых в скважину жидкостей осуществляют следующим образом.
На устье скважины монтируют технологическое устьевое оборудование, обеспечивающее мониторинг, контроль и регулирование заданными параметрами жидкости и обеспечивающее замкнутый цикл циркуляции жидкости из скважины в скважину.
Технологическое устьевое оборудование для осуществления способа содержит, как минимум, систему трубопроводов, которая включает в себя, в том числе входной и выходной трубопроводы, измерительные приборы, расположенные с возможностью измерения заданных параметров жидкости на входе и выходе из скважины, станцию управления с программным обеспечением, которое обеспечивает в режиме реального времени мониторинг, контроль за заданными параметрами жидкости на входе и выходе из скважины и регулирование заданными параметрами жидкости на выходе из скважины, по меньшей мере, один насос для подачи жидкости, устройство или устройства, регулирующие параметры жидкости на выходе из скважины после их измерения, емкость или емкости, гидравлически соединенные со скважиной посредством входного и выходного трубопроводов, при этом каждая емкость выполнена с возможностью размещения в ней заданного объема жидкости и размещения в ней устройств или устройства, регулирующего параметры жидкости после их измерения на выходе из скважины, программное обеспечение станции управления выполнено с возможностью в режиме реального времени получать и фиксировать информацию о параметрах жидкости, ее обрабатывать, анализировать, определять значение заданных параметров жидкости, выводить информацию на устройство визуализации и осуществлять регулирование параметрами жидкости, а заданные параметры жидкости представляют собой плотность, температуру, давление, объем, расход.
После монтажа на устье скважины указанного оборудования осуществляют закачку жидкости с заданными параметрами, предварительно подготовленной на устье и находящейся в емкости или емкостях, например, из емкости по входному трубопроводу в скважину, осуществляют закачку посредством насоса для подачи жидкости.
Закачку жидкости осуществляют с поддержанием заданного давления, при этом параметры жидкости предварительно определяют с учетом геолого-технологических показателей скважины, в том числе с учетом значения пластового давления.
В режиме реального времени осуществляют мониторинг, контроль над заданными параметрами жидкости на входе и выходе из скважины, в процессе которого осуществляют измерение заданных параметров жидкости на входе и на выходе ее из скважины посредством измерительных приборов.
Информация о плотности, температуре, давлении, объеме, расходе с измерительных приборов поступает на станцию управления с программным обеспечением посредством проводной и/или беспроводной связи, ее фиксируют и анализируют.
После этого информацию обрабатывают в соответствии с заданными требованиями к жидкости, осуществляя сравнение значений параметров жидкости на входе в скважину со значениями параметров жидкости на выходе из скважины.
Затем осуществляют расчет параметров жидкости, например, посредством математических формул, таблиц, определяя, вычисляя значение параметров жидкости, в том числе значение плотности, температуры, давления, объема, на выходе из скважины.
После чего, определив значение давления, при необходимости регулируют давление до значения, обеспечивающего отсутствие поглощения закачиваемой жидкости в пласт, что соответствовало бы условию, когда
пл
заб.
Р ≤ Р,
заб
где Р - требуемая величина давления на забое скважины, МПа;
пл
Р - пластовое давление на момент глушения скважины, МПа.
Информация о заданных параметрах жидкости постоянно поступает на станцию управления с программным обеспечением, например, информация об изменении давления.
Полученная в реальном времени информация с измерительных приборов, фиксируется, анализируется и обрабатывается станцией управления, определяются значения параметров жидкости, результат обработки информации оформляют в виде, например, графиков, таблиц, текста, рисунка и их комбинаций, которую также фиксируют и выводят на устройство визуализации, например, на дисплей компьютера, на экран смартфона, на экран планшета. Значения заданных параметров жидкости определяют для обеспечения отсутствия поглощения закачиваемой в пласт жидкости.
пл
заб.
После определения значения параметров закачиваемой жидкости, например, плотности, температуры, давления, объема, расхода, на выходе из скважины, осуществляют регулирование параметров до значений, которые обеспечивают отсутствие поглощения закачиваемой жидкости и, соответственно, обеспечивают условие, когда Р ≤ Р,
заб
где Р - требуемая величина давления на забое скважины, МПа;
пл
Р - пластовое давление на момент глушения скважины, МПа, которое позволяет минимизировать воздействия на ПЗП.
Регулирование параметров жидкости осуществляют в ручном или автоматическом режиме, путем подачи сигнала на одно устройство или одновременно на несколько устройств регулирования, например, на устройство регулирования, осуществляющее регулирование давления жидкости.
пл
заб.
Например, регулирование параметров давления жидкости осуществляют в автоматическом удаленном режиме посредством системы задвижек и насоса, расположенных на устье скважины, регулируя поток жидкости, уменьшая или увеличивая его, до значения, когда Р≤ Р, при этом изменение давления жидкости фиксируют в заданный промежуток времени;
регулирование параметров плотности жидкости осуществляют посредством, например, пропускания жидкости, вышедшей из скважины, через технологическую емкость, выполненную с возможностью изменения параметров жидкости за счет добавления в нее химических реагентов, в том числе осуществление дегазации жидкости, осуществление подогрева жидкости;
регулирование параметров температуры жидкости осуществляют посредством ее нагревания, например, осуществив ее подогрев посредством тэнов, размещенных в технологической емкости.
Таким образом, возможен мониторинг всего процесса замкнутого цикла циркуляции жидкости из скважины в скважину, контроль за заданными параметрами жидкости, по результату которого возможно регулирование заданными параметрами жидкости до значений, обеспечивающих повышение дебита скважины, не снижая проницаемость пласта, сохраняя фильтрационно-емкостные свойства пласта (не ухудшая их) за счет минимального воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) и без проникновения жидкости в пласт.
Пример реализации способа.
пл
пл
максималыюе
2
2
2
В феврале - марте 2020 года было осуществлено глушение скважины №Υ 0703, куст №Υ 07 Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО). Предварительно было определено пластовое давление (Р) скважины, которое составило Р=418 кгс/см, а также ожидаемое максимальное давление (Р) на устье Ρ=367 кгс/см закачиваемой жидкости (далее -техническая вода или жидкость глушения) для скважины с учетом ее геолого-технологических особенностей: скважина с аномально высоким давлением. На устье скважины было смонтировано устьевое оборудование для осуществления мониторинга, контроля и регулирования давления (Р), температуры (Т), плотности жидкости и осуществления замкнутого цикла прямой циркуляции жидкости из скважины в скважину. Устьевое оборудование содержало входной и выходной трубопроводы, измерительные приборы, расположенные на входе и выходе из скважины, а именно на входном и выходном трубопроводах, входной трубопровод опрессовывался фонтанной арматурой на максимальное давление Р=669 кгс/см и был обвязан пароспутниками и утеплен.
Были смонтированы: насосный агрегат для подачи жидкости; устройство, регулирующее давление жидкости на выходе из скважины после их измерения, в виде блока дросселирования, расположенного на выходном трубопроводе после измерительных приборов; емкость, гидравлически соединенная со скважиной посредством входного и выходного трубопроводов. Измерительное и регулирующее оборудование было подключено к станции управления в виде компьютера с программным обеспечением, обеспечивающим мониторинг в режиме реального времени (контроль за давлением жидкости на входе и выходе из скважины), а также осуществляющем регулирование давления жидкости на выходе из скважины.
3
3
3
2
максимальное
пластовое
забойное
пл
заб
После монтажа на устье скважины указанного технологического оборудования были замерены и зафиксированы устьевые параметры жидкости (технической воды), путем получения показателей давления, температуры и плотности от измерительных приборов на входе в скважину. Техническую воду нагрели до температуры Τ=60-70°С, с последующим заполнением в емкость в объеме 60 м с плотностью равной 40 г/см. Техническая вода в объеме 25 м, по входному трубопроводу, была закачана в скважину (по затрубному пространству на циркуляцию), с соответствующим поддержанием давления на насосе, согласно параметров листа глушения, а также с контролем забойного давления при помощи блока дросселирования Р=290 кгс/см. В процессе закачки технической воды в скважину и выхода ее из скважины осуществлялся постоянный мониторинг в режиме реального времени. Необходимые для глушения параметры: давление, температура, расход, объем, и плотность на входе в скважину и на выходе из скважины определялись посредством измерительных приборов: манометра, термометра, плотномера, при этом давление в скважине фиксировалось в течение 30 минут. Информация о параметрах технической воды, включая значение плотности, температуры, давления, и закачиваемый объем, с измерительных приборов поступала на компьютер посредством беспроводной связи. Поступившая информация была обработана и проанализирована компьютером. Обрабатывалась информация в соответствии с заданными требованиями к жидкости глушения, при этом обработка включала в себя сравнение значения давления на входе в скважину со значением давления на выходе из скважины. Осуществлялся расчет давления посредством известных математических формул, определялось значение давления технической воды на выходе из скважины. В ходе работ выяснилось, что полученное значение давления технической воды на выходе из скважины не обеспечило условие Р ≤ Р, в связи, с чем было осуществлено регулирование давления и регулирование плотности технической воды. Регулирование давления в автоматическом режиме осуществлялось посредством насосного агрегата и системы задвижек до получения значения давления технической воды, которое удовлетворяло условие Р ≤ Р и соответственно, обеспечило отсутствие поглощения закачиваемой технической воды в пласт.
В ходе работ на каждом ее этапе вся информация о плотности, температуре, давлении технической воды выводилась в режиме реального времени на монитор компьютера в виде графиков, таблиц, текста и их комбинаций для контроля, и для ее корректировки в случае необходимости. В указанной скважине с аномально высоким давлением удалось повысить ее дебит с сохранением фильтрационных свойств пласта, минимизировав воздействие на ПЗП.
Заявленный Способ позволяет повысить дебит скважины, не снижая добывные возможности скважины и сохраняя фильтрационно-емкостные свойства пласта, минимизировав воздействие на ПЗП и предотвратив проникание жидкости в пласт.