СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ
WELL KILLING METHOD

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологиям ремонта скважин.
Аналогом заявляемого способа является способ глушения скважин «твердой пеной», который заключается в одновременной закачке в скважину растворов гелеобразователя и сшивателя совместно с азотом (или другим инертным газом). В результате происходит образование объемной структуры с высокими структурно-механическими свойствами в стволе скважины и низкими плотностью и фильтруемостью в пласт, что обеспечивает высокую эффективность при глушении газовых и газоконденсатных скважин с аномально низким пластовым давлением (АНПД); глушение проводится с полным заполнением ствола скважины «твердой пеной». После проведения ремонта в скважину закачивается небольшое количество специального раствора-деструктора, который разрушает «твердую пену» до состояния, в котором жидкость легко удаляется из скважины /http://www.geal-invest.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=132&Itemid=142&lang=ru, 26.03.2010/.
Недостатками способа-аналога являются следующие.
Блокирование пластовых флюидов вертикальной вязкой пробкой обеспечивается только в свободном объеме ствола скважины; при этом граница блокирования пластовых флюидов находится непосредственно у стенки скважины, что обуславливает возможность проникновения из призабойной зоны пласта (ПЗП) пластовых флюидов в ствол скважины; а вязкий характер пробки обеспечивает накапливание в скважине пластовых флюидов, включая газ, вплоть до критического объема, что впоследствии приведет к непрогнозируемому нефте- и газопроявлению.
Несмотря на низкую фильтруемость, «твердая пена» по способу-аналогу загрязняет ПЗП. Способ недостаточно технологичен из-за необходимости применения специального раствора-деструктора для разрушения «твердой пены» после ремонта скважины.
Прототипом заявляемого является способ глушения скважин /патент РФ №2431736, опубл. 20.10.2011/, включающий закачку в ствол скважины газожидкостной смеси (ГЖС) с азотом в качестве фазы и с водой в качестве среды, с продавкой ГЖС из ствола скважины в ПЗП жидкостью, компенсирующей пластовое давление (ЖКПД).
Данная ГЖС недостаточно стабильна, соответственно, время гарантированной изоляции пластового флюида составляет всего 12-15 суток. Вследствие применения воды с ПАВ в качестве среды ГЖС по прототипу в дальнейшем ухудшает фазовую проницаемость для пластовых углеводородов, не снижая, а в ряде случаев и увеличивая за счет действия ПАВ фазовую проницаемость для воды.
Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности и технологичности способа глушения скважин за счет обеспечения надежной и продолжительной изоляции притока пластового флюида в ствол скважины на время операций по ремонту скважины; предотвращении проникновения ЖКПД в ПЗП в период ремонта. Указанное качество изоляции достигается за счет реологических свойств среды предлагаемой ГЖС, а также за счет изменения свойств указанной среды под влиянием фазы - азота и фильности поверхности горной породы к среде предлагаемой ГЖС. Предотвращается проникновение ЖКПД в ПЗП в период ремонта.
Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ глушения скважины, включающий закачку в призабойную зону пласта расчетного объема газожидкостной смеси с азотом в качестве фазы, продавку газожидкостной смеси жидкостью, компенсирующей пластовое давление, с последующей заменой объема скважины на жидкость, компенсирующую пластовое давление, отличается тем, что для газожидкостной смеси используют неньютоновскую товарную нефть, газирование которой азотом осуществляют в соотношении 100-125 л азота на 1 л товарной нефти, а в качестве жидкости, компенсирующей пластовое давление, используют жидкость на углеводородной основе, при этом в интервале перфорации после технологической выдержки газированной товарной нефти в призабойной зоне пласта до перераспределения азота в пористой среде пласта устанавливают водяную ванну для создания дополнительной границы раздела между газированной товарной нефтью и жидкостью на углеводородной основе. Перед закачкой газированной товарной нефти в призабойную зону пласта закачивают жидкость, филизирующую поверхность коллектора к среде газированной товарной нефти. Используют газированную товарную нефть со степенью дисперсности - размером пузырька меньше эффективного диаметра порового канала.
Закачка перед газожидкостной смесью, полученной газированием азотом неньютоновской товарной нефти (НГЖС), в ПЗП жидкости, филизирующей поверхность коллектора к среде НГЖС, например метанола, обеспечивает гарантированное проникновение НГЖС в любые пропластки ПЗП, включая и водоносные, что очень важно для глушения скважины. Причем гидрофобизированная поверхность порового пространства водоносного пропластка с закачанной в нее НГЖС существенно осложнит приток пластовой воды после освоения и пуска скважины в работу, т.е. обводненность продукции снизится.
Выдержка НГЖС после закачки в ПЗП в состоянии покоя до перераспределения азота в пористой среде пласта, при применении, например, нефти в качестве неньютоновской углеводородной жидкости - среды предлагаемой НГЖС, позволяет нефти проявить ее реологические свойства в поровом пространстве ПЗП. Согласно исследованиям / В.В. Девликамов и др. Влияние азота на некоторые свойства нефтей. - Физико-химия и разработка нефтяного пласта, изд. Недра, 1970, Сб. трудов Уфимского нефтяного института, выпуск VI - с.49-51 - приложение к заявке/, реологические линии нефти с растворенным азотом при движении через капилляр и керн имеют форму, свойственную для слабоструктурированных жидкостей; вязкость нефти с повышением содержания растворенного азота увеличивалась; растворение азота в нефти вызывало усиление ее структурно-механических свойств. Наряду с нефтью в качестве неньютоновской углеводородной жидкости для приготовления НГЖС могут применяться другие лабораторно подбираемые композиции углеводородов, содержащие компоненты, обеспечивающие проявление структурных свойств среды / В.В. Девликамов и др. Влияние азота на некоторые свойства нефтей. - Физико-химия и разработка нефтяного пласта, изд. Недра, 1970, Сб. трудов Уфимского нефтяного института, выпуск VI - с.35-49 - приложение к заявке/. Однако предпочтительнее использовать в качестве среды НГЖС сырую дегазированную и обезвоженную нефть месторождения, на котором проводится глушение скважины. Поскольку природная нефть содержит асфальтены, смолы и парафины, которые, по сути, и являются ПАВ, добавка каких-либо ПАВ к среде НГЖС не требуется. После освоения и пуска скважины в работу закачанный объем НГЖС будет добыт и поступит в пункт сбора, т.е. никаких потерь нефти не будет.
В качестве ЖКПД выбрана жидкость на углеводородной основе; из наиболее доступных - нефть. Установка водяной ванны позволяет создать дополнительную границу раздела между НГЖС и ЖКПД и снизить в значительной степени вероятность проникновения ЖКПД в ПЗП и вероятность проникновения газовой фазы из НГЖС в ЖКПД, за счет действия сил поверхностного натяжения. Также в ряде случаев необходимая высота установки водяной ванны (ее необходимый объем) позволит компенсировать недостаточную величину давления, создаваемого ЖКПД на углеводородной основе. Данную операцию следует осуществлять после технологической выдержки НГЖС в ПЗП в состоянии покоя для гарантированного восстановления реологических свойств среды НГЖС.
Закачку метанола можно исключить, например, при глушении нефтяных скважин с низким процентом обводненности - менее 5%.
Способ осуществляется предпочтительно следующей последовательностью операций:
1) закачка в ПЗП жидкости, филизирующей поверхность коллектора к среде НГЖС;
2) закачка в ПЗП НГЖС - газированной товарной нефти с продавкой ее в ПЗП ЖКПД и замена объема ствола скважины на ЖКПД с последующей технологической выдержкой НГЖС - газированной товарной нефти в ПЗП до перераспределения азота в пористой среде пласта;
3) установка в интервале перфорации водяной ванны для создания дополнительной границы раздела между НГЖС - газированной товарной нефтью и ЖКПД - жидкостью на углеводородной основе;
4) технологический отстой с последующим ремонтом.
Устройства для генерирования НГЖС (диспергаторы и дезинтеграторы газовой фазы (ДГФ)), в том числе с размером пузырька меньше эффективного диаметра порового канала, известны; например, по патентам №2227063 (опубл. 20.04.2004), №64938 (опубл. 27.07.2007) и др.
ПРИМЕР 1. Газовая скважина.
Обсадная колонна диаметром 139,7 мм с толщиной стенки 6 мм.
Объем одного погонного метра обсадной колонны 12,8 л.
НКТ диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм.
Объем одного погонного метра НКТ 3,02 л.
Объем одного погонного метра межтрубного пространства 8,22 л.
Глубина подвески НКТ 1885 м.
Интервал перфорации: 1825-1885 м, перфорированная толщина 60 м.
Пластовое давление: 8,7 МПа.
Продуктивный пласт: карбонатный трещиноватый, эффективная пористость 12%,
эффективный диаметр поровых каналов по керну 20 …100 мкм.
Искусственный забой 1897 м.
3
Дебит скважины до глушения: 25 тыс.м/сут.
Глушение:
3
1) Закачка в НКТ 5,7 м метанола (объем НКТ диаметром 73 мм) при открытой затрубной задвижке.
3
2) Закачка в НКТ 9,3 м метанола при закрытой затрубной задвижке.
3
3) Продавка в ПЗП остатка метанола в объеме НКТ (3,6 м) из НКТ в ПЗП товарной нефтью, газированной азотом - НГЖС в соотношении 100-120 л азота при нормальных условиях на 1 л товарной нефти (при закрытой затрубной задвижке).
НГЖС приготавливают с размером пузырька 5-15 мкм (НГЖС приготавливалась прокачкой через диспергатор и ДГФ товарной нефти и азота. Приготовление НГЖС осуществляют при давлении, соответствующем давлению закачки на устье; при подаче указанных компонентов: нефти - 1,8 л/с и азота - 180 л/с (в нормальных условиях); размер пузырька азота в НГЖС оперативно контролируют в сосуде высокого давления (при давлении закачки на устье) с прозрачным окном, при помощи микроскопа с мерной линейкой).
3
3
3
Объем НГЖС, по жидкой фазе, выбирался из расчета 0,3 м на 1 м.п. (метр погонный) интервала перфорации, что составило 18 м. Объем НГЖС 0,3 м на 1 м.п. интервала перфорации определен эмпирически.
Давление закачки составило 12,5 МПа.
Операция проводится при закрытой затрубной задвижке.
3
4) Закачка в ПЗП объема НГЖС - 12,3 м.
3
5) Продавка остатка НГЖС в объеме НКТ - 5,7 м из НКТ в ПЗП ЖКПД. Операция проводится при закрытой затрубной задвижке.
6) Технологическая выдержка НГЖС в ПЗП в состоянии покоя 4 часа для перераспределения газовой фазы в пористой среде и гарантированного восстановления реологических свойств среды НГЖС (время восстановления реологии среды НГЖС определяется лабораторно).
3
7) Замена объема ствола скважины на ЖКПД в объеме 21,3 м при открытой затрубной задвижке с моментальным расходом 3,5-4 л/с.
3
3
8) Установка водяной ванны в интервале перфорации путем закачки в НКТ воды или рассола в объеме 1,0 м (объем зумпфа и ствола скважины в интервале перфорации) с последующей продавкой указанного объема в зону интервала перфорации при открытой затрубной задвижке ЖКПД в объеме 5,7 м.
9) Технологический отстой при закрытой скважине в течение 6 часов по нормам газобезопасности.
10) Плавное стравливание остаточного давления в скважине через трубную и затрубную задвижки.
11) Подъем эксплуатационного лифта и технологические операции КРС. Капитальный ремонт продолжался в течение 80 суток. За истекший период нефте- и газопроявлений на устье не наблюдалось. По завершении ремонта и спуска эксплуатационного лифта провели освоение и вывод скважины на режим.
3
После выхода скважины на режим дебит составил 28 тыс.м/сут.
ПРИМЕР 2. Нефтяная скважина.
Обсадная колонна диаметром 146 мм с толщиной стенки 6,5 мм.
Объем одного погонного метра обсадной колонны 13,89 л.
НКТ диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм.
Объем одного погонного метра НКТ 3,02 л.
Объем одного погонного метра межтрубного пространства 9,62 л.
Глубина подвески НКТ 1580 м.
Искусственный забой 1597 м.
Интервал перфорации: 1560-1575 м, перфорированная толщина 15 м.
Пластовое давление: 11,0 МПа.
3
3
Газовый фактор: 250 м/м
Продуктивный пласт: карбонатный кавернозно-трещиноватый, эффективная пористость 15%, эффективный диаметр поровых каналов по керну 25 …80 мкм.
Дебит скважины до глушения: 9 т/сут.
Обводненность 22%.
Глушение:
3
1) Закачка в НКТ 4,8 м метанола (объем НКТ диаметром 73 мм) при открытой затрубной задвижке.
3
3
2) Закачка в НКТ остатака метанола в объеме 2,7 м при закрытой затрубной задвижке, объем метанола выбран эмпирически из расчета 0,5 м на 1 м.п. перфорированной толщины.
3) Продавка в ПЗП остатка метанола из НКТ в ПЗП товарной нефтью, газированной азотом в соотношении 115-125 л азота на 1 л товарной нефти.
3
3
3
НГЖС приготавливают с размером пузырька 5-15 мкм (НГЖС приготавливалась прокачкой через диспергатор и ДГФ товарной нефти и азота. Приготовление НГЖС осуществляют при давлении, соответствующем 15 МПа - давлению закачки на устье; при подаче указанных компонентов: нефти - 1,2 л/с и азота - 150 л/с (в нормальных условиях); размер пузырька азота в НГЖС оперативно контролируют в сосуде высокого давления (при давлении закачки на устье) с прозрачным окном, при помощи микроскопа с мерной линейкой). Объем НГЖС, по жидкой фазе, выбирался из расчета 0,2 м на 1 м.п. интервала перфорации, что составило 3 м. Объем НГЖС 0,2 м на 1 м.п. интервала перфорации определен эмпирически.
Давление закачки составило 15 МПа.
Операция проводится при закрытой затрубной задвижке.
3
3
4) Продавка в ПЗП НГЖС 3,1 м из НКТ ЖКПД, взятой в объеме 4,8 м. Операция проводится при закрытой затрубной задвижке.
5) Технологическая выдержка НГЖС в ПЗП в состоянии покоя 4 часа для гарантированного восстановления реологических свойств среды НГЖС и перераспределения газовой фазы в пористой среде (время восстановления реологии среды НГЖС определяется лабораторно).
3
6) Замена объема ствола скважины на ЖКПД при открытой затрубной задвижке в объеме 15,4 м с моментальным расходом 3,5-4 л/с.
3
3
7) Установка водяной ванны в интервале перфорации путем закачки в НКТ воды или рассола в объеме 0,6 м (объем зумпфа и ствола скважины в интервале перфорации) с последующей продавкой указанного объема в зону интервала перфорации при открытой затрубной задвижке ЖКПД в объеме 4,8 м.
8) Технологический отстой при закрытой скважине в течение 6 часов по нормам газобезопасности.
9) Плавное стравливание остаточного давления в скважине через трубную и затрубную задвижки.
10) Подъем эксплуатационного лифта и технологические операции КРС. Капитальный ремонт продолжался в течение 45 суток. За истекший период нефте- и газопроявлений на устье не наблюдалось. По завершении ремонта и спуска эксплуатационного лифта провели освоение и вывод скважины на режим.
После выхода скважины на режим дебит составил 12 т/сут.
Обводненность продукции 12%.