RU2165007C2 - Способ очистки горизонтальной скважины от песчаной пробки в процессе капитального ремонта - Google Patents
Способ очистки горизонтальной скважины от песчаной пробки в процессе капитального ремонта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2165007C2 RU2165007C2 RU99111003/03A RU99111003A RU2165007C2 RU 2165007 C2 RU2165007 C2 RU 2165007C2 RU 99111003/03 A RU99111003/03 A RU 99111003/03A RU 99111003 A RU99111003 A RU 99111003A RU 2165007 C2 RU2165007 C2 RU 2165007C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- gas
- foam
- well
- wellbore
- Prior art date
Links
Landscapes
- Cleaning In General (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли промышленности. Способ включает спуск в скважину гибкой насосно-компрессорной трубы (НКТ). Глубину спуска трубы фиксируют. Через трубу закачивают очищающий агент и пенообразующую жидкость. В качестве очищающего агента используют инертный газ. Газ закачивают под давлением, не превышающим давление опрессовки эксплуатационной колонны. Пенообразующую жидкость закачивают через затрубное пространство в расчетном количестве. Порцию пенообразующей жидкости продавливают до забоя инертным газом до фиксации скачка давления на устье скважины. Для создания регулируемой депрессии на забое рассчитывают величину, до которой необходимо снизить давление на устье скважины. Транспортирование кольматирующих отложений осуществляют с помощью циркуляции дополнительной порции пены. Дополнительную порцию пены подают с устья скважины через гибкую НКТ. При закрытом затрубном пространстве продавливают порцию пены с помощью инертного газа в очищенный интервал продуктивного пласта под давлением, не превышающим давление опрессовки эксплуатационной колонны. Производят допуск гибкой НКТ на длину очищенного интервала. При открытом затрубном пространстве продувают забой инертным газом. По установленной длине допуска труб определяют цикличность процесса. Изобретение позволяет повысить эффективность очистки горизонтальных стволов от кольматирующих отложений, предотвратить разрушение терригенного коллектора и исключить возможность загрязнения призабойной зоны.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли промышленности, в частности, к капитальному ремонту скважин, и может быть использовано для очистки горизонтальных стволов скважин от кольматирующих отложений.
Анализ существующего уровня техники показал следующее:
- известен способ очистки скважины от кольматирующих отложений, включающий последовательную закачку в наиболее проницаемую часть пласта жидкости, создающей барьер высокого гидравлического сопротивления (высокостабильной пены или 1%-ного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества) в объеме 0,3-0,5 м3 на 1 м эффективной толщины пласта, воздуха в расчетном объеме и 3%-ного водного раствора хлористого кальция в объеме 0,2-0,4 м3 на 1 м эффективной толщины пласта (см. а.с. N 1596086 от 25.05.88 г. по кл. E 21 B 43/25, опубл. В ОБ N 36, 1990 г.).
- известен способ очистки скважины от кольматирующих отложений, включающий последовательную закачку в наиболее проницаемую часть пласта жидкости, создающей барьер высокого гидравлического сопротивления (высокостабильной пены или 1%-ного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества) в объеме 0,3-0,5 м3 на 1 м эффективной толщины пласта, воздуха в расчетном объеме и 3%-ного водного раствора хлористого кальция в объеме 0,2-0,4 м3 на 1 м эффективной толщины пласта (см. а.с. N 1596086 от 25.05.88 г. по кл. E 21 B 43/25, опубл. В ОБ N 36, 1990 г.).
Недостатком известного способа является неэффективность очистки особенно горизонтальной скважины, обусловленная следующими причинами:
перед закачиванием воздуха создают барьер высокого гидравлического сопротивления, что не обеспечивает достаточной глубины его проникновения в кольматирующие отложения, а последующее продавливание раствора хлорида кальция создает дополнительное сопротивление выносу потока воздуха с кольматирующими частицами;
раствор хлорида кальция снижает проницаемость и загрязняет призабойную зону пласта.
перед закачиванием воздуха создают барьер высокого гидравлического сопротивления, что не обеспечивает достаточной глубины его проникновения в кольматирующие отложения, а последующее продавливание раствора хлорида кальция создает дополнительное сопротивление выносу потока воздуха с кольматирующими частицами;
раствор хлорида кальция снижает проницаемость и загрязняет призабойную зону пласта.
Кроме того, в настоящее время использование воздуха по технологическому циклу очистки запрещено правилами техники безопасности;
- в качестве прототипа нами взят способ очистки скважины от кольматирующих отложений, по которому в скважину закачивают расчетное количество очищающего агента в виде вязкоупругого состава, затем его задавливают продавочной жидкостью (водой) в пласт (см. патент РФ N 2061174 от 01.12.95 г. по кл. E 21 B 37/00, 43/25, опубл. в ОБ N 15, 1996 г.). В зоне продуктивного пласта создают депрессию. Выносят кольматирующие отложения из продуктивного пласта в скважину и транспортируют их на поверхность.
- в качестве прототипа нами взят способ очистки скважины от кольматирующих отложений, по которому в скважину закачивают расчетное количество очищающего агента в виде вязкоупругого состава, затем его задавливают продавочной жидкостью (водой) в пласт (см. патент РФ N 2061174 от 01.12.95 г. по кл. E 21 B 37/00, 43/25, опубл. в ОБ N 15, 1996 г.). В зоне продуктивного пласта создают депрессию. Выносят кольматирующие отложения из продуктивного пласта в скважину и транспортируют их на поверхность.
Недостатком известного способа является неэффективность очистки, особенно горизонтальной скважины, обусловленная следующими причинами:
задавливанием в поровое пространство вязкоупругой жидкости ввиду специфических свойств (высокая вязкость, низкая проникающая способность и отсутствие сжимаемости) при ограниченной площади контакта с кольматирующими отложениями не обеспечивает насыщения значительного объема песчаной пробки, а также способствует возникновению дополнительных сил сцепления между терригенными частицами, препятствующих их выносу при создании депрессии;
невозможностью использования в горизонтальных стволах описанного в способе устройства для регулирования депрессии, т.к. оно разработано для вертикальных скважин, располагается в перфорированной части эксплуатационной колонны и контактирует с кольматирующими отложениями всей площадью поверхности, а в горизонтальных скважинах площадь контакта с кольматирующими отложениями ограничена площадью поперечного сечения горизонтального ствола;
проникновением технологических жидкостей (вязкоупругой жидкости и воды) в призабойную зону пласта, что приводит к снижению проницаемости и обусловливает необходимость проведения дополнительных операций по его очистке с использованием повышенных значений депрессии, ввиду чего возможна интенсификация выноса песка из пласта и образование каверн.
задавливанием в поровое пространство вязкоупругой жидкости ввиду специфических свойств (высокая вязкость, низкая проникающая способность и отсутствие сжимаемости) при ограниченной площади контакта с кольматирующими отложениями не обеспечивает насыщения значительного объема песчаной пробки, а также способствует возникновению дополнительных сил сцепления между терригенными частицами, препятствующих их выносу при создании депрессии;
невозможностью использования в горизонтальных стволах описанного в способе устройства для регулирования депрессии, т.к. оно разработано для вертикальных скважин, располагается в перфорированной части эксплуатационной колонны и контактирует с кольматирующими отложениями всей площадью поверхности, а в горизонтальных скважинах площадь контакта с кольматирующими отложениями ограничена площадью поперечного сечения горизонтального ствола;
проникновением технологических жидкостей (вязкоупругой жидкости и воды) в призабойную зону пласта, что приводит к снижению проницаемости и обусловливает необходимость проведения дополнительных операций по его очистке с использованием повышенных значений депрессии, ввиду чего возможна интенсификация выноса песка из пласта и образование каверн.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему:
повышается эффективность очистки горизонтальных стволов скважин от кольматирующих отложений за счет увеличения объема нагнетания в поровое пространство очищающего агента (а именно инертного газа) и снижения сил сцепления между частицами кольматирующих отложений;
предотвращается разрушение терригенного коллектора с помощью регулирования величины депрессии;
исключается возможность загрязнения призабойной зоны пласта технологическими жидкостями, снижающими ее проницаемость.
повышается эффективность очистки горизонтальных стволов скважин от кольматирующих отложений за счет увеличения объема нагнетания в поровое пространство очищающего агента (а именно инертного газа) и снижения сил сцепления между частицами кольматирующих отложений;
предотвращается разрушение терригенного коллектора с помощью регулирования величины депрессии;
исключается возможность загрязнения призабойной зоны пласта технологическими жидкостями, снижающими ее проницаемость.
Технический результат достигается с помощью известного способа, включающего закачивание очищающего агента и его продавливание, создание в стволе скважины депрессии, вынос кольматирующих отложений и транспортирование их на дневную поверхность циркуляцией промывочного агента, в котором дополнительно спускают в скважину гибкую насосно-компрессорную трубу и фиксируют глубину спуска, а в качестве очищающего агента используют инертный газ, закачиваемый через гибкую насосно-компрессорную трубу под давлением, не превышающим давление опрессовки эксплуатационной колонны и пенообразующую жидкость, закачиваемую через затрубное пространство, объем порции которой рассчитывают по формуле
где Vж - объем порции пенообразующей жидкости, м3;
n - средняя величина коэффициента открытой пористости песчаной пробки;
F - площадь поперечного сечения призабойной части горизонтального ствола, закольматированого песчаной пробкой, м2;
ΔP - расчетная величина депрессии, Па;
ρг - плотность газа в пластовых условиях, кг/м3;
ф - коэффициент формы частицы, кольматирующих отложений, равный 1 для сферических частиц;
dn - максимальный диаметр частиц кольматирующих отложений, м;
μ - коэффициент вязкости газа при пластовых условиях, Па · с;
T0 - температура при стандартных условиях (ст.у.), 293 К;
z0 - коэффициент сжимаемости газа при ст.у.;
P0 - давление при ст.у., 101325 Па;
Tпл - пластовая температура, К;
zпл - коэффициент сверхсжимаемости при пластовых условиях;
Re - критерий Рейнольдса для скорости потока газа, отвечающий скорости "витания" частиц кольматирующих отложений;
α - степень аэрации пены,
причем продавливание осуществляют инертным газом до фиксации скачка давления на устье скважины, а депрессию в стволе скважины создают снижением давления на устье до величины, определяемой по формуле
где Pу - давление на устье скважины при создании депрессии, Па;
Pпл - пластовое давление, Па;
ρж - плотность пенообразующей жидкости, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
hж - высота столба пенообразующей жидкости, м;
γ - относительный удельный вес газа в стволе скважины;
hг - высота столба газа в скважине над уровнем пенообразующей жидкости, м;
Tср - средняя температура газа в стволе скважины, К;
Zср - средний коэффициент сверхсжимаемости газа в стволе скважины,
причем транспортирование кольматирующих отложений на дневную поверхность осуществляют с помощью циркуляции дополнительной порции пены, подаваемой с устья скважины через гибкую насосно-компрессорную трубу, а затем при закрытом затрубном пространстве продавливают пену инертным газом в очищенный интервал продуктивного пласта под давлением, не превышающим давление опрессовки эксплуатационной колонны, производят допуск гибкой насосно-компрессорной трубы на длину очищенного интервала и при открытом затрубном пространстве продувают забой инертным газом, а по установленной длине допуска труб определяют цикличность процесса по зависимости
N=L/1,
где N - количество технологических циклов для полной очистки горизонтального ствола скважины, целые числа;
L - полная длина песчаной пробки, м;
l - длина участка горизонтального ствола скважины, очищенного от песчаной пробки, определяемая по длине допуска труб, м,
и при необходимости повторяют операции.
где Vж - объем порции пенообразующей жидкости, м3;
n - средняя величина коэффициента открытой пористости песчаной пробки;
F - площадь поперечного сечения призабойной части горизонтального ствола, закольматированого песчаной пробкой, м2;
ΔP - расчетная величина депрессии, Па;
ρг - плотность газа в пластовых условиях, кг/м3;
ф - коэффициент формы частицы, кольматирующих отложений, равный 1 для сферических частиц;
dn - максимальный диаметр частиц кольматирующих отложений, м;
μ - коэффициент вязкости газа при пластовых условиях, Па · с;
T0 - температура при стандартных условиях (ст.у.), 293 К;
z0 - коэффициент сжимаемости газа при ст.у.;
P0 - давление при ст.у., 101325 Па;
Tпл - пластовая температура, К;
zпл - коэффициент сверхсжимаемости при пластовых условиях;
Re - критерий Рейнольдса для скорости потока газа, отвечающий скорости "витания" частиц кольматирующих отложений;
α - степень аэрации пены,
причем продавливание осуществляют инертным газом до фиксации скачка давления на устье скважины, а депрессию в стволе скважины создают снижением давления на устье до величины, определяемой по формуле
где Pу - давление на устье скважины при создании депрессии, Па;
Pпл - пластовое давление, Па;
ρж - плотность пенообразующей жидкости, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
hж - высота столба пенообразующей жидкости, м;
γ - относительный удельный вес газа в стволе скважины;
hг - высота столба газа в скважине над уровнем пенообразующей жидкости, м;
Tср - средняя температура газа в стволе скважины, К;
Zср - средний коэффициент сверхсжимаемости газа в стволе скважины,
причем транспортирование кольматирующих отложений на дневную поверхность осуществляют с помощью циркуляции дополнительной порции пены, подаваемой с устья скважины через гибкую насосно-компрессорную трубу, а затем при закрытом затрубном пространстве продавливают пену инертным газом в очищенный интервал продуктивного пласта под давлением, не превышающим давление опрессовки эксплуатационной колонны, производят допуск гибкой насосно-компрессорной трубы на длину очищенного интервала и при открытом затрубном пространстве продувают забой инертным газом, а по установленной длине допуска труб определяют цикличность процесса по зависимости
N=L/1,
где N - количество технологических циклов для полной очистки горизонтального ствола скважины, целые числа;
L - полная длина песчаной пробки, м;
l - длина участка горизонтального ствола скважины, очищенного от песчаной пробки, определяемая по длине допуска труб, м,
и при необходимости повторяют операции.
Известно использование при бурении в качестве очищающего агента сжатого воздуха (см. , например, а.с. N 791920 от 14.04.78 г. по кл. E 21 В 21/14, опубл. в ОБ N 48, 1980 г.); известна очистка скважин пеной, образуемой на забое (см. , например, а.с. N 2019687 от 05.02.90 г. по кл. E 21 B 43/25, опубл. в ОБ N 17, 1994 г., а.с. N 791919 от 02.11.77 г. по кл. E 21 B 21/14, опубл. в ОБ N 48, 1980 г.); известна очистка скважин (а также призабойной зоны пласта) пеной (или любой другой жидкостью) с помощью создания депрессии или знакопеременных нагрузок на пласт (см., например, а.с. N 1835136 от 05.12.89 г. по кл. E 21 B 43/25, опубл. в ОБ N 7, 1995 г.; п. РФ N 2055976 от 06.12.91 г. по кл. E 21 B 21/08, опубл. в ОБ N 7, 1996 г.; п. РФ N 2061844 от 05.08.92 г. по кл. E 21 B 37/04, опубл. в ОБ N 16, 1996 г.; а.с. N 2047754 от 04.10.91 г. по кл. E 21 B 43/25, опубл. в ОБ N 31, 1995 г.; п. РФ N 2117151 от 12.03.98 г. по кл. E 21 B 43/27, опубл. в ОБ N 22, 1998 г.; а.с. N 1639127 от 21.12.87 г. по кл. E 21 B 43/25, опубл. в ОБ N 29, 1996 г. ; п. РФ N 2072423 от 12.04.96 г. по кл. E 21 B 43/25, опубл. в ОБ N 3, 1997 г. ; а. с. N 1696682 от 20.02.89 г. по кл. E 21 B 43/25, опубл. в ОБ N 45, 1991 г. ; а.с. N 1700207 от 20.07.88 г. по кл. E 21 B 37/00, опубл. в ОБ N 47, 1991 г.). Заявляемый способ очистки горизонтальной скважины от песчаной пробки в процессе капитального ремонта обладает изобретательским уровнем, т. к. по имеющимся источникам известности не выявлены решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками заявляемого способа, выполняющими аналогичную функцию.
Предлагаемый способ удаления песчаных пробок из призабойной части ствола горизонтальных скважин предусматривает создание скорости потока очищающего агента инертного газа, отвечающей возникновению условий выноса частиц кольматирующих отложений.
С целью получения необходимого потока инертного газа для выноса частиц песчаной пробки осуществляют его нагнетание в поровое пространство кольматирующих отложений с последующим созданием регулируемой депрессии. Нагнетание очищающего агента производят через гибкую (непрерывную) насосно-компрессорную трубу, спускаемую до непосредственного контакта с поверхностью кольматирующих отложений. С использованием иного типа насосно-компрессорных труб такую операцию выполнить технически сложно. Применение газообразного агента обусловлено высокой степенью сжимаемости и проникающей способности, позволяющей закачать значительный его объем в поровое пространство песчаной пробки. Закачку инертного газа производят при давлении нагнетания не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны, обеспечивающим его продавливание в песчаную пробку и сохранение целостности колонны (Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Федеральный горный и промышленный надзор России, РД 08-200-98, М., 1998, с. 73).
Захват и удержание для последующей транспортировки на поверхность терригенных частиц осуществляют с помощью пенной системы. С целью создания пены с необходимыми структурными свойствами на забое скважины до создания депрессии для вызова притока газа из песчаной пробки через затрубное пространство закачивают пенообразующую жидкость. Закачиваемый объем пенообразующей жидкости должен обеспечить образование на забое пенной системы с заданной величиной степени аэрации.
Основными факторами, определяющими удерживающую и выносную способность пены, являются ее реологические свойства. Наличие у пены предельного статического напряжения сдвига является проявлением свойств твердого тела и позволяет ей удерживать терригенные частицы в статическом состоянии. По результатам лабораторных исследований установлено, что пена на основе пенообразующей жидкости следующего состава, мас.%:
карбоксиметилцеллюлоза - 1 - 1,5
отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел - 20 - 25
анионоактивное поверхностно-активное вещество - 1 - 2
вода - остальное,
со степенью аэрации 18-20 имеет реологические параметры:
плотность, кг/м3 - 390 - 440
водоотдача, см3/30 мин - 6 - 7
пластическая вязкость, Па · с - 0,13 - 0,18
динамическое напряжение
сдвига, Па · с - 4,0 - 4,5
статическое напряжение сдвига, 1 мин/10 мин, Па - 0,8/1,0 - 1,2/1,5
пескоудерживающая способность через 1 ч, г/см3 - 0,73-0,80
Расчет объема порции пенообразующей жидкости выведен на основании преобразования следующих математических уравнений: скорости потока газа для "витания" частиц кольматирующих отложений; движения флюида в пористой среде; состояния реальных газов и заданной величины степени аэрации.
карбоксиметилцеллюлоза - 1 - 1,5
отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел - 20 - 25
анионоактивное поверхностно-активное вещество - 1 - 2
вода - остальное,
со степенью аэрации 18-20 имеет реологические параметры:
плотность, кг/м3 - 390 - 440
водоотдача, см3/30 мин - 6 - 7
пластическая вязкость, Па · с - 0,13 - 0,18
динамическое напряжение
сдвига, Па · с - 4,0 - 4,5
статическое напряжение сдвига, 1 мин/10 мин, Па - 0,8/1,0 - 1,2/1,5
пескоудерживающая способность через 1 ч, г/см3 - 0,73-0,80
Расчет объема порции пенообразующей жидкости выведен на основании преобразования следующих математических уравнений: скорости потока газа для "витания" частиц кольматирующих отложений; движения флюида в пористой среде; состояния реальных газов и заданной величины степени аэрации.
Порцию пенообразующей жидкости рассчитанного объема закачивают и продавливают до забоя скважины инертным газом. Проникновение пенообразующей жидкости в пористый объем песчаной пробки обусловит возникновение дополнительного сопротивления газовому потоку при создании депрессии, в связи с этим процесс закачки пенообразующей жидкости необходимо прекратить при достижении ее пачки поверхности песчаной пробки.
Для фиксирования момента достижения пенообразующей жидкости поверхности песчаной пробки на трубном пространстве скважины устанавливают образцовый манометр, с помощью которого контролируют поддержание стабильного давления на уровне давления нагнетания. В процессе нагнетания инертного газа происходит его фильтрация через песчаную пробку в коллектор - область пониженного давления. Достигнув начала пробки, закачиваемая пенообразующая жидкость создает блокирующий эффект, что обусловит скачок давления на устье скважины. После фиксирования момента достижения порции пенообразующей жидкости поверхности пробки нагнетание инертного газа прекращают.
Для создания регулируемой депрессии на забое скважины, с учетом гидростатического давления столба пенообразующей жидкости, определяют величину давления, до которой необходимо снизить давление на устье скважины. Получаемая расчетная величина позволит создать регулируемую депрессию на пласт, исключающую разрушение терригенного коллектора, т.е. отвечающую условию
ΔP = Pз.н.-Pпл,
где ΔP - величина регулируемой депрессии, МПа;
Pз.н. - давление нагнетания на забое скважины, МПа;
Pпл - пластовое давление, МПа.
ΔP = Pз.н.-Pпл,
где ΔP - величина регулируемой депрессии, МПа;
Pз.н. - давление нагнетания на забое скважины, МПа;
Pпл - пластовое давление, МПа.
При возникновении перепада давления между пористым объемом песчаной пробки и свободным пространством скважины газ, заключенный в песчаной пробке, расширяется и устремляется в область пониженного давления. Расширение газа в поровом объеме песчаной пробки обусловливает снижение сил сцепления между частицами, приводит к ее разрыхлению, способствующему выносу частиц. Газовый поток, увлекая песчано-глинистые частицы, барботирует через пенообразующую жидкость и вспенивает ее. Образующаяся пенная система, благодаря высокой пескоудерживающей способности, удерживает терригенные частицы во взвешенном состоянии.
Удаление пенной системы с вовлеченными в нее частицами песчаной пробки производят с помощью создания циркуляции пены, закачиваемой в гибкую трубу на устье скважины, до прекращения выноса механических частиц.
Для предотвращения поступления пенообразующей жидкости в продуктивный коллектор при ее закачке в следующем цикле технологических операций производят временное блокирование продуктивного пласта в интервале, очищенном от песчаной пробки, с помощью пенной системы, закачиваемой с устья скважины через гибкую насосно-компрессорную трубу.
Пенная система получена на забое скважины по ранее приведенному составу пенообразующей жидкости и участвовала в транспортировке терригенных отложений на поверхность. Далее она проходит систему очистки и последующей эжекции и ее закачивают через гибкую трубу в пласт, продавочный агент - инертный газ. Давление продавливания пены в призабойную зону скважины должно быть выше пластового и ниже давления опрессовки эксплуатационной колонны (Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Федеральный горный и промышленный надзор России, РД 08-200-98, М., 1998, с. 73).
Допуск гибкой насосно-компрессорной трубы выполняют на длину очищенного от песчаной пробки ствола скважины и производят продувку забоя скважины инертным газом с целью ликвидации экранирующего влияния закачанной пены на поверхность песчаной пробки. По установленной длине очищенного интервала определяют количество циклов для полной очистки горизонтального ствола скважины.
Более подробно сущность заявляемого способа описывается следующим примером.
Пример.
Проводят технологию удаления песчаной пробки из призабойной части ствола горизонтальной скважины, отвечающей условиям сеноманской залежи Уренгойского газоконденсатного месторождения.
Статическое давление на устье скважины - 5,2 МПа
Текущее пластовое давление - 5,8 МПа
Текущий дебит газа - 20 тыс.м3/сут
Температура на устье - 16oC
Пластовая температура - 28oC
Конструкция скважины:
219-мм эксплуатационная колонна - 1250 м
168-мм перфорированный хвостовик - 1250-1550 м
1. Спускают в горизонтальную скважину до поверхности песчаной пробки с использованием мобильной установки УПД-5М (выпускается Московским ЭЗ "Металлист" совместно с АОЗТ "Heratex") непрерывную трубу и фиксируют счетчиком глубину спуска - 1250 м. Таким образом, длина песчаной пробки составляет 1550 - 1250 = 300 м.
Текущее пластовое давление - 5,8 МПа
Текущий дебит газа - 20 тыс.м3/сут
Температура на устье - 16oC
Пластовая температура - 28oC
Конструкция скважины:
219-мм эксплуатационная колонна - 1250 м
168-мм перфорированный хвостовик - 1250-1550 м
1. Спускают в горизонтальную скважину до поверхности песчаной пробки с использованием мобильной установки УПД-5М (выпускается Московским ЭЗ "Металлист" совместно с АОЗТ "Heratex") непрерывную трубу и фиксируют счетчиком глубину спуска - 1250 м. Таким образом, длина песчаной пробки составляет 1550 - 1250 = 300 м.
2. При закрытом, затрубном пространстве (ЗТП) производят нагнетание инертного газа (азота) через непрерывную трубу. Закачка инертного газа должна производиться при давлении нагнетания, обеспечивающим его продавливание в песчаную пробку и сохранение целостности эксплуатационной колонны, не превышающим давление опрессовки колонны.
В соответствии с Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности (Федеральный горный и промышленный надзор России, РД 08-200-98, М., 1998, с. 48) давление опрессовки должно превышать не менее чем на 10% величину возможного давления, возникающего при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины. Максимально возможное давление должно превышать величину пластового давления на 5-10% (Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, с. 37). Начальное пластовое давление сеноманской залежи равно 12,21 МПа. Таким образом, давление опрессовки составляет
12,21 · 1,1 · 1,1 = 14,8 МПа.
12,21 · 1,1 · 1,1 = 14,8 МПа.
Максимальное давление газа, создаваемое автомобильной газификационной установкой АГУ-8к, используемой для закачки сжатого азота при освоении скважин, опрессовке обсадной колонны и других операциях, составляет 22,0 МПа.
При давлении нагнетания азота на устье скважины, равном 11,0 МПа, величина давления инертного газа на забое скважины составит
где Pу.н - давление нагнетания на устье скважины, МПа;
Hнкт - глубина спуска непрерывной трубы, м.
где Pу.н - давление нагнетания на устье скважины, МПа;
Hнкт - глубина спуска непрерывной трубы, м.
3. Через затрубное пространство при закрытом трубном закачивают с помощью насоса цементировочного агрегата (ЦА-320), а затем продавливают компрессором установки АГУ-8к под давлением нагнетания пенообразующую жидкость. Закачиваемый объем пенообразующей жидкости должен обеспечить образование на забое пенной системы с заданной величиной степени аэрации (а = 20):
где ΔP = Pз.н - Pпл = 12,6 - 5,8 = 6,8 МПа;
где ρ - плотность закачиваемого газа при стандартных условиях, кг/м3;
где Ar - критерий Архимеда;
где ρn - плотность частиц кольматирующих отложений, кг/м3.
где ΔP = Pз.н - Pпл = 12,6 - 5,8 = 6,8 МПа;
где ρ
где Ar - критерий Архимеда;
где ρn - плотность частиц кольматирующих отложений, кг/м3.
С помощью установленного на трубном пространстве образцового манометра типа МО с верхним пределом измерений 16 МПа фиксируют скачок давления на устье скважины от 11,0 до 11,6 МПа, свидетельствующий о достижении порции пенообразующей жидкости поверхности песчаной пробки, после чего нагнетание инертного газа прекращают.
4. Создают депрессию, снижая давление на устье скважины до величины
где hж = Vж/S = 3,25/0,04 = 81,25 м,
где S - площадь сечения эксплуатационной колонны, м2;
hг = 1250 - 81,25 = 1168,75 м.
где hж = Vж/S = 3,25/0,04 = 81,25 м,
где S - площадь сечения эксплуатационной колонны, м2;
hг = 1250 - 81,25 = 1168,75 м.
5. Производят удаление пенной системы с вовлеченными в нее частицами песчаной пробки с помощью создания циркуляции пены, закачиваемой в непрерывную трубу на устье скважины, до прекращения выноса механических частиц. Очистка пены от частиц кольматирующих отложений производится в условиях замкнутой герметизированной системы в блоке циклонных сепараторов. Очищенный раствор поступает в приемную емкость, откуда насосом ЦА-320 подается на эжектор, подключенный к компрессору установки АГУ-8к. Приготовленная пена направляется в гибкую насосно-компрессорную трубу для создания циркуляции.
6. С целью предотвращения поступления пенообразующей жидкости в продуктивный коллектор при ее закачке в следующем цикле технологических операций производят временное блокирование продуктивного пласта в интервале, очищенном от песчаной пробки, с помощью пенной системы, закачиваемой с устья скважины через непрерывную насосно-компрессорную трубу. Давление продавливаемой пены в призабойную зону скважины должно быть выше пластового и ниже давления опрессовки эксплуатационной колонны (Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Федеральный горный и промышленный надзор России, РД 08-200-98, М., 1998, с. 73).
Аналогично п. 2 величина давления на забое скважины, при давлении продавливания пены азотом на устье скважины, равном 11,0 МПа, составит 12,6 МПа, т. е. величина репрессии на пласт равна 6,8 МПа. По экспериментальным данным (Тагиров К.М., Гноевых А.Н., Лобкин А.Н. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями. - М.: Недра, 1996, с. 183) при перепаде давления 7,84 МПа и проницаемости искусственного образца 33,14 - 10-12 м2 глубина проникновения фильтрата составила до 0,22 м. В условиях естественной проницаемости пластов-коллекторов сеноманской залежи Уренгойского ГКМ (0,3-3,5)·10-12 м2 толщина пенного экрана будет значительно меньше, что позволит избежать загрязнения пласта.
7. Выполняют допуск непрерывной трубы до контакта с поверхностью неудаленной части песчаной пробки на длину очищенного интервала ствола скважины. Фиксируют глубину спуска - 1370 м. По установленной длине очищенного интервала определяют количество циклов для полной очистки горизонтального ствола скважины
N = L/1≈3,
L = 300 м, l = 120 м.
N = L/1≈3,
L = 300 м, l = 120 м.
8. Производят продувку забоя скважины инертным газом.
9. Выполняют 3 цикла приведенных технологических операций до полной очистки горизонтального ствола скважины.
Claims (1)
- Способ очистки горизонтальной скважины от песчаной пробки в процессе капитального ремонта, включающий закачивание очищающего агента и его продавливание, создание в стволе скважины депрессии, вынос кольматирующих отложений и транспортирование их на дневную поверхность циркуляцией промывочного агента, отличающийся тем, что дополнительно спускают в скважину гибкую насосно-компрессорную трубу и фиксируют глубину спуска, а в качестве очищающего агента используют инертный газ, закачиваемый через гибкую насосно-компрессорную трубу под давлением, не превышающим давление опрессовки эксплуатационной колонны, и пенообразующую жидкость, закачиваемую через затрубное пространство, объем порции которой рассчитывают по формуле
где Vж - объем порции пенообразующей жидкости, м3;
n - средняя величина коэффициента открытой пористости песчаной пробки;
F - площадь поперечного сечения призабойной части горизонтального ствола, закольматированного песчаной пробкой, м2;
ΔP - расчетная величина депрессии, Па;
ρ2 - плотность газа в пластовых условиях, кг/м3;
ф - коэффициент формы частицы кольматирующих отложений, равный 1 для сферических частиц;
dn - максимальный диаметр частиц кольматирующих отложений, м;
μ - коэффициент вязкости газа при пластовых условиях, Па·с;
To - температура при стандартных условиях (ст.у.), 293 К;
Zo - коэффициент сжимаемости газа при ст.у.;
Po - давление при ст.у., 101325 Па;
Tпл - пластовая температура, К;
Zпл - коэффициент сверхсжимаемости при пластовых условиях;
Re - критерий Рейнольдса для скорости потока газа, отвечающий скорости "витания" частиц кольматирующих отложений;
α - степень аэрации пены,
причем продавливание осуществляют инертным газом до фиксации скачка давления на устье скважины, а депрессию в стволе скважины создают снижением давления на устье до величины, определяемой по формуле
где Pу - давление на устье скважины при создании депрессии, Па;
Pпл - пластовое давление, Па;
ρж - плотность пенообразующей жидкости, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
hж - высота столба пенообразующей жидкости, м;
γ - относительный удельный вес газа в стволе скважины;
h2 - высота столба газа в скважине над уровнем пенообразующей жидкости, м;
Tср - средняя температура газа в стволе скважины, К;
Zср - средний коэффициент сверхсжимаемости газа в стволе скважины,
причем транспортирование кольматирующих отложений на дневную поверхность осуществляют с помощью циркуляции дополнительной порции пены, подаваемой с устья скважины через гибкую насосно-компрессорную трубу, а затем при закрытом затрубном пространстве продавливают пену инертным газом в очищенный интервал продуктивного пласта под давлением, не превышающим давление опрессовки эксплуатационной колонны, производят допуск гибкой насосно-компрессорной трубы на длину очищенного интервала и при открытом затрубном пространстве продувают забой инертным газом, а по установленной длине допуска труб определяют цикличность процесса по зависимости
N = L/l,
где N - количество технологических циклов для полной очистки горизонтального ствола скважины, целые числа;
L - полная длина песчаной пробки, м;
l - длина участка горизонтального ствола скважины, очищенного от песчаной пробки, определяемая по длине допуска труб, м,
и при необходимости повторяют операции.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99111003/03A RU2165007C2 (ru) | 1999-05-25 | 1999-05-25 | Способ очистки горизонтальной скважины от песчаной пробки в процессе капитального ремонта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99111003/03A RU2165007C2 (ru) | 1999-05-25 | 1999-05-25 | Способ очистки горизонтальной скважины от песчаной пробки в процессе капитального ремонта |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU99111003A RU99111003A (ru) | 2001-03-10 |
| RU2165007C2 true RU2165007C2 (ru) | 2001-04-10 |
Family
ID=20220349
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99111003/03A RU2165007C2 (ru) | 1999-05-25 | 1999-05-25 | Способ очистки горизонтальной скважины от песчаной пробки в процессе капитального ремонта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2165007C2 (ru) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA010763B1 (ru) * | 2005-06-20 | 2008-10-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Система и способ контроля глубины для поддержания инструмента, подаваемого насосно-компрессорными трубами, в заданном месте в обсаженном стволе скважины при скважинных операциях |
| RU2455476C1 (ru) * | 2010-12-20 | 2012-07-10 | Рауф Нухович Рахманов | Способ добычи тяжелой нефти |
| RU2455477C1 (ru) * | 2011-02-07 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ освоения газовой скважины в условиях аномально низкого пластового давления (варианты) |
| RU2466272C1 (ru) * | 2011-06-07 | 2012-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ вызова притока пластового флюида из скважины |
| RU2470150C1 (ru) * | 2011-07-08 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ вызова притока пластового флюида из скважины |
| RU2485305C1 (ru) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ вызова притока пластового флюида из скважины |
| RU2544944C2 (ru) * | 2013-02-26 | 2015-03-20 | Закрытое акционерное общество "ПРОММАШСЕРВИС" | Способ удаления песчано-глинистой пробки в скважине и ее освоение в условиях аномально низких пластовых давлений |
| RU2630938C1 (ru) * | 2016-07-27 | 2017-09-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ очистки и обработки призабойной зоны горизонтальной скважины в залежи битума |
| RU2658854C1 (ru) * | 2017-06-19 | 2018-06-25 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Способ эксплуатации скважины |
| RU2679779C1 (ru) * | 2017-10-13 | 2019-02-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ очистки фильтрационной зоны горизонтальной скважины с аномально низким пластовым давлением |
-
1999
- 1999-05-25 RU RU99111003/03A patent/RU2165007C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA010763B1 (ru) * | 2005-06-20 | 2008-10-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Система и способ контроля глубины для поддержания инструмента, подаваемого насосно-компрессорными трубами, в заданном месте в обсаженном стволе скважины при скважинных операциях |
| US7631698B2 (en) | 2005-06-20 | 2009-12-15 | Schlamberger Technology Corporation | Depth control in coiled tubing operations |
| RU2455476C1 (ru) * | 2010-12-20 | 2012-07-10 | Рауф Нухович Рахманов | Способ добычи тяжелой нефти |
| RU2455477C1 (ru) * | 2011-02-07 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ освоения газовой скважины в условиях аномально низкого пластового давления (варианты) |
| RU2466272C1 (ru) * | 2011-06-07 | 2012-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ вызова притока пластового флюида из скважины |
| RU2470150C1 (ru) * | 2011-07-08 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ вызова притока пластового флюида из скважины |
| RU2485305C1 (ru) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ вызова притока пластового флюида из скважины |
| RU2544944C2 (ru) * | 2013-02-26 | 2015-03-20 | Закрытое акционерное общество "ПРОММАШСЕРВИС" | Способ удаления песчано-глинистой пробки в скважине и ее освоение в условиях аномально низких пластовых давлений |
| RU2630938C1 (ru) * | 2016-07-27 | 2017-09-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ очистки и обработки призабойной зоны горизонтальной скважины в залежи битума |
| RU2658854C1 (ru) * | 2017-06-19 | 2018-06-25 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Способ эксплуатации скважины |
| RU2679779C1 (ru) * | 2017-10-13 | 2019-02-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ очистки фильтрационной зоны горизонтальной скважины с аномально низким пластовым давлением |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9925484B2 (en) | Method for separating sand from a hydrocarbon stream | |
| US6629566B2 (en) | Method and apparatus for removing water from well-bore of gas wells to permit efficient production of gas | |
| CA1277590C (en) | Disposal of produced formation fines during oil recovery | |
| CA2226928C (en) | Multiple zone well completion method and apparatus | |
| US2953204A (en) | Filtering method and apparatus for water flooding process | |
| MX2008010937A (es) | Metodo y aparato para manejar lodo de perforacion de densidad variable. | |
| RU2165007C2 (ru) | Способ очистки горизонтальной скважины от песчаной пробки в процессе капитального ремонта | |
| CS749886A3 (en) | Process for fluid pressure disintegration of an underground coal formation | |
| CN105940181A (zh) | 用于改善注入和储层采收的井下油/水分离系统 | |
| US9441474B2 (en) | Systems and methods for injecting a particulate mixture | |
| US20060201714A1 (en) | Well bore cleaning | |
| US6715543B1 (en) | Particulate matter plug for plugging a well | |
| US20060201715A1 (en) | Drilling normally to sub-normally pressured formations | |
| RU2146759C1 (ru) | Способ создания скважинного гравийного фильтра | |
| US6053249A (en) | Method and apparatus for injecting gas into a subterranean formation | |
| US20060011387A1 (en) | Method for releasing stuck drill string | |
| US3412797A (en) | Method of cleaning fractures and apparatus therefor | |
| RU99111003A (ru) | Способ очистки горизонтальной скважины от песчаной пробки в процессе капитального ремонта | |
| JP2683758B2 (ja) | 地盤の改良方法およびその装置 | |
| US1530221A (en) | Process and apparatus for increasing the recovery of petroleum from wells | |
| US20080185151A1 (en) | Hydrocarbon production system and method of use | |
| RU2128770C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| CA2350453C (en) | Method and apparatus for removing water from well-bore of gas wells to permit efficient production of gas | |
| SU1534184A1 (ru) | Способ оборудовани нагнетательных скважин и скважинный фильтр | |
| SU1719657A1 (ru) | Способ обработки продуктивной толщи |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060526 |