4.2 Результаты испытаний дросселирующего устройства на газовой скважине при разбуривании песчаной пробки на депрессии.

Промысловые испытания дросселирующего устройства были произве- дены на скважине № 511 Северо-Ставропольского ПХГ ООО « Кавказтранс- газ» при разбуривании песчаной пробки.

Общие сведения по скважине приводятся ниже.

Забой скважины - 1045 м.

Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спущена на глубину 1043 м и зацементирована до устья.

Глубина расположения искусственного забоя в скважине - 1040 м.

В эксплуатационной колонне выполнена щелевая перфорация в интер- вале 997-1009 м с размером щели 150x2...5 мм с плотностью 28 щелей на один погонный метр.

Эксплуатационный объект представлен I и верхней частью а-пласта отложений зеленой свиты, являющимися резервуаром Северо- Ставропольского ПХГ.

Колонна насосно-компрессорных труб диаметром 114 мм спущена до глубины 995 м.

Эксплуатационные характеристики скважины до ремонта: дебит - 115 тыс.

За последний период отбора газа было выявлено уменьшение текущей глубины забоя с 1015 м до 995 м. В результате полного перекрытия интерва- ла перфорации песчано-глинистой пробкой скважина была выведена из экс- плуатации и передана в капитальный ремонт.

Для проведения капитального ремонта скважины на устье был смонти- рован подъемный агрегат А-50, скважина была заглушена. После демонтажа фонтанной арматуры из скважины была извлечена колонна насосно- компрессорных труб.

Для разбуривания песчаной пробки в скважину спустили колонну бу- рильных труб диаметром 73 мм с долотом диаметром 112 мм.

С целью уменьшения репрессии на пласт после размыва песчаной пробки до уровня перфорационных отверстий операция планировалась с применением трехфазной пены.

Для этого на устье скважины над превентором был смонтирован вра- щающийся устьевой герметизатор, позволяющий производить уплотнение по телу ведущей трубы.

разрушения пены с возможностью прямого выброса в амбар для сбора выно- симого из скважины песка.

Для размыва песчаной пробки скважина была переведена на трехфаз- ную пену, приготавливаемую из 5 % водной глинистой суспензии с добавле- нием 1% КМЦ и 1% сульфонола. Для образования пены использовался газо- жидкостный эжектор. Пенообразующая жидкость подавалась в эжектор це- ментировочным агрегатом ЦА-320, а газообразный агент в виде отработан- ных газов двигателя внутреннего сгорания - компрессором СД 9/101 М. Пена из эжектора направлялаясь по колонне бурильных труб к промывочным от- верстия долота, выходя из которых промывала разрушаемую роторным спо- собом бурения песчаную пробку на забое скважины. Поднимаясь по кольце- вому пространству скважины поток пены транспортировал дезагрегирован- ные глинисто-песчаные частицы к герметизированному устью скважины. По боковому отводу поток проходил через дросселирующее устройство, степень открытия которого ограничивала давления на входе в блок разрушения пены (до 0,4 МПа). Дегазированная и очищенная от глинисто-песчанистого шлама пенообразующая жидкость вновь подавалась газожидкостный эжектор. Та- ким образом осуществлялась замкнутая система циркуляции (рисунок 8).

При размытии глинисто-песчаной пробки до уровня перфорационных отверстий к энергии восходящего потока пены, принудительно подаваемой в скважину, добавилась пластовая энергия, обусловленная пластовым давлени- ем. Устьевое давление в затрубном пространстве возросло до 3,5 МПа. За счет резкого роста скорости восходящего потока наблюдались залповые вы- бросы глинисто-песчанистого твердого вещества, вызывающие забитие блока разрушения пены, представленного в виде батареи гидроциклонов. При этом перекрытие проходного канала и дроссельно-запорного узла разработанного устройства шламовой пробкой не наблюдалось.

fitxt

Для исключения указанного недостатка циркуляционной системы по- следние 5 м глинисто-песчаной пробки производились с использованием энергии пластовых газов, обеспечивающих вынос твердых частиц на поверх- ность. Обвязка дросселирующего устройства для этого случая показана на рисунке 9.

При этом этом обеспечивалась самоочистка забоя. Режим работы газо- вой скважины регулировался дросселирующим устройством, из которого шламо-газовая смесь выбрасывался в амбар. Давления управления устройст- вом в процессе осуществления указанной операции составляло 0,8 МПа.

ной призабойной зоны пласта в скважинах № 201, 263, 302, 315, 317, 660 Се- веро-Ставропольского ПХГ и № 24, 32 Каменно-Балкинского газового ме- сторождения ООО «Кавказтрансгаз».

Регулируемый дроссель разработанной конструкции монтировался па- раллельно основной выкидной линии, оснащенной быстросъемным штуце- ром и связанной с кольцевым пространством согласно разработанной схеме, представленной на рисунке 10. Управления дросселя осуществлялось ручным регулированием давления сжатого воздуха в силовом цилиндре.

В процессе производства работ дроссель использовался для регулируе- мого стравливания газа из кольцевого пространства скважины совместно с выкидной линией, оснащенной съемным штуцером постоянного диаметра, и пропуска газоцементной смеси и цементного раствора (основы композиции искусственного коллектора) при подходе к устью.

Результаты работы дросселя представлены в таблице 6 и приложении

Г.

Как видно из таблицы, дросселирующее устройство сохраняло свою работоспособность при увеличении значения дросселируемого давления до 13 МПа. Не наблюдались повреждения запорно-дросселирующей пары при давлениях до 5,4 МПа.

По результатам проведенных промысловых испытаний дросселирую- щее устройство можно признать работоспособным и рекомендовать для включения в наземную систему управления устьевым давлением на выходе из скважины для бурения с регулируемым забойным давлением.

1

Переводник БРС 2

Переводник БРС 3

Задвижка 4

Тройник 5

Тройник 6

Задвижка 7

Линия сброса со штуцерной камерой 8

Задвижка 9

Фланец проходной 10

Линия сброса 11

Дроссель ДРШ-80

Рисунок 10 Схема обвязки дросселирующего устройства при производстве ра- бот по формированию искусственной призабойной зоны пласта