RU2287663C2 - Способ экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газо-водо-нефтепроявляющих скважин - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и обеспечивает упрощение процесса ремонтных работ. Сущность изобретения: сбрасывают избыточное давление из межколонных пространств до атмосферного значения. Заполняют межколонные и заколонное пространства до верхней зоны устья скважины герметизирующей жидкостью на основе водного раствора омыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17% и вязкостью (11÷41)·10^-4 Па·с путем, по меньшей мере, однократного свободного долива или закачивания ее в заколонное и межколонные пространства под давлением 5÷50 атм. Герметичность скважин определяют в межколонных пространствах по падению до нулевых значений избыточного давления в них по манометру или расходу флюидов по расходомеру из межколонных пространств скважины.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах, в частности для восстановления герметичности заколонных и межколонных пространств при эксплуатации глубоких нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин.

Изобретение может быть применено для устранения миграции флюидов (газа, конденсата, нефти, рапы, воды) в каналах крепи скважин, которые находятся в эксплуатации, простое, консервации или в бурении (после спуска и цементирования первых обсадных колонн).

Известно, что заколонное и межколонные газопроявления имеют место во многих скважинах. Проявляются они либо выходом газа на устье скважины, либо в виде внутрискважинных межколонных перетоков. Миграция пластового флюида происходит, прежде всего, по контактной зоне цементный камень - обсадная колонна и цементный камень - стенка скважины вследствие каналообразования в период начального затвердевания цементного камня и при дальнейшей эксплуатации скважины. В современной нефтегазодобыче восстановление герметичности межколонных пространств скважин производят повторным цементированием под давлением. Этот способ включает спуск насосно-компрессорных труб в скважину до места расположения перфорационных отверстий или дефекта в колонне и нагнетание через них тампонажного раствора под давлением (Сулейманов А.В. Техника и технология капитального ремонта скважин. М.: Недра. 1987; Аветисов А.Г. и др. Ремонтно-изоляционные работы при бурении нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1981; РД 39-1-843-82 "Инструкция по ремонту крепи скважин", Краснодар. ВНИИКрнефть. 1983).

Повторное цементирование под давлением представляет собой капитальный ремонт скважины, включающий сложные, дорогостоящие, длительные по времени технологические операции, такие как глушение скважины и подъем насосно-компрессорных труб с подземным оборудованием; спуск бурильных труб, установку цементного моста, отсекающего обсадную колонну от продуктивного горизонта; перфорация выбранного участка; спуск насосно-компрессорных труб в зону перфорации; закачка и задавливание цементного раствора через перфорационные отверстия в межколонное пространство скважины.

К недостаткам указанного способа относятся следующие:

1. Нарушение целостности обсадной колонны при перфорации. Даже в случае устранения межколонного перетока скважина не может эксплуатироваться и подлежит ликвидации в связи с нарушением целостности обсадной колонны.

2. Цементные растворы, применяемые при повторном цементировании, не отвечают одному из основных требований, предъявляемых к составам при проведении ремонтно-изоляционных работ, а именно высокой проникающей способности, а наоборот обладают очень низкой проникающей способностью, т.е. высокой вязкостью, большим содержанием твердой фазы, высокими реологическими параметрами. В реальной практике при работе с цементными растворами и другими изолирующими составами приемистость каналов межколонного пространства и успех работ по ликвидации межколонных перетоков в связи с этим отсутствуют.

Работы по восстановлению газогерметичности цементного кольца с целью предупреждения и ликвидации межколонных и заколонных газопроявлений заключаются в изоляции дефектного интервала путем закачивания под давлением различных закупоривающих и кольматирующих агентов: тампонажного раствора, растворов-полимеров и химических реагентов, как на водной, так и на углеводородной основе (Серенко И.А. и др. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. М., Недра, 1988, с.110-118).

Известен способ ликвидации межколонных перетоков газа в скважинах закачкой насыщенного водного раствора минеральной соли (пат. РФ №2017935, Е 21 В 33/138).

Скважину перед закачиванием закупоривающего состава прогревают на 15-30°С выше температуры горных пород, а после закачивания закупоривающего состава скважину охлаждают до первоначальной температуры, при этом в качестве закупоривающего состава используют нагретый до температуры скважины насыщенный водный раствор соли, растворимость которой в воде снижается при уменьшении температуры.

Недостатками указанного способа являются следующие:

1. Незначительная глубина проникновения состава вследствие сужения флюидопроводящих каналов при прогреве ствола скважины и температурного расширения обсадных колонн.

2. Водный раствор соли или кристаллы соли не являются тампонажным материалом и не способны образовать в флюидопроводящем канале композицию, обладающую прочностью, водогазонепроницаемостью, химической инертностью по отношению к металлу обсадных колонн, отсутствием массообмена между составом и камнем, совместимостью с камнем.

3. В случае пуска скважины в работу, т.е. при прогреве ствола скважины, происходит растворение кристаллов соли и неизбежно восстановление гидравлической связи между проявляющим пластом и дневной поверхностью через газопроводящие каналы.

Известен способ уплотнения колонн газовых скважин, включающий обработку внутренней поверхности обсадной колонны в газовой среде путем закачивания в затрубное пространство закупоривающего агента на водной основе - водного раствора омыленного таллового пека с концентрацией 18-25 мас.% с одновременной или последовательной подачей раствора хлоридов кальция или магния плотностью 1040-1300 кг/м³ или пластовой воды хлоркальциевого типа плотностью 1040-1190 кг/м³ с последующей продувкой скважины газом (А.с. СССР 1521860, 15.11.89).

Известный способ может использоваться при удельной приемистости через неплотные резьбы эксплуатационной колонны в скважине по воде от 51·10^-2 до 17,4·10^-2 м³/ч·МПа. При более низкой удельной приемистости скважины этот способ невозможно использовать вследствие значительной вязкости герметизирующего состава.

Известен также способ для уплотнения колонн газовых скважин при появлении межколонного давления, включающий обработку поверхности обсадной колонны путем последовательного закачивания в затрубное пространство закупоривающего агента и водного раствора электролита с последующей продувкой скважины газом, закупоривающий агент предварительно готовят путем диспергирования таллового пека в концентрации 20-30 мас.% в водном растворе моноэтаноламиновой соли жирных кислот (С₂₁-С₂₅) концентрацией 5-7 мас.%.

Герметизация неплотностей в соединениях эксплуатационной колонны в зацементированной скважине и цементного кольца за ней в месте приемистости осуществляется агентом, образующимся при взаимодействии раствора диспергированного таллового пека с электролитом (А.с. СССР 1737103, 30.05.92).

Данный способ применим для уплотнения негерметичности обсадной колонны и цементного кольца за ней при более низкой удельной приемистости по воде от 2·10^-2 до 2,5·10^-2 м³/ч·МПа без проведения предварительных операций по повышению поглощающей способности.

Однако применение указанных способов для уплотнения крепи скважины, в частности для герметизации цементного кольца, при удельной приемистости неплотных резьб скважины по воде в пределах от 2,0·10^-2 до 1,0·10^-2 м³/ч·МПа не представляется возможным. Это объясняется малой глубиной проникновения изоляционного материала в имеющиеся микротрещины и поры цементного камня в проницаемом интервале из-за его высоких вязкостных свойств. Указанный способ может быть использован только после проведения дополнительных работ по увеличению удельной приемистости скважины и увеличения времени нагнетания до практически неприемлемых пределов.

Кроме того, эти работы достаточно трудоемки и предполагают последующую неоднократную и продолжительную продувку скважины газом после закачки в затрубное пространство закупоривающего агента (герметизирующего состава), что исключает проведение ремонтных работ без остановки работы эксплутационных скважин.

Технической задачей заявленного изобретения является обеспечение возможности восстановления герметичности газо-водо-нефтепроявляющих скважин без остановки на ремонт эксплутационных скважин, а также упрощение процесса ремонтных работ вплоть до перевода их в автоматический режим без постоянного присутствия человека (персонала по ремонту).

Поставленная техническая задача достигается способом восстановления герметичности газо-водо-нефтепроявляющих скважин без остановки на ремонт эксплутационных скважин, при удельной приемистости неплотных резьб скважины по воде в пределах от 2,0·10^-2 до 1,0·10^-2 м³/ч·МПа, заключающимся в том, что сначала осуществляют сброс избыточного давления из межколонных пространств до атмосферного значения с фиксацией выходящего флюида, далее осуществляют заполнение межколонного и заколонного пространств до верхней зоны устья скважины герметизирующей жидкостью или композицией путем свободного долива или, по меньшей мере, однократного закачивания ее в межколонные пространства при необходимости под давлением 5-50 атм, при этом используют маловязкую герметизирующую жидкость или композицию, способную далее проникать в образовавшиеся макроканалы и микроканалы миграции флюидов, таких как газ, жидкость, в том числе пена, в зацементированных межколонных и заколонных пространствах скважины, обеспечивая под влиянием сил массы переноса их закупоривание до полной герметизации этих каналов, достигаемое во времени, которую определяют по падению до нулевых значений избыточного давления скважины по манометру или расходу газа по расходомеру из устья МКП скважины. Время экспресс-операции минимально и так же, как и последующее время герметизации, не влияет на процесс эксплуатации скважины.

В способе по изобретению в качестве герметизирующей жидкости используют как индивидуальные вещества в виде их маловязких водных растворов, таких как, например, водный раствор омыленного таллового пека с концентрацией 5-20% мас., водорастворимые соли (хлориды и/или сульфаты) щелочных и/или щелочно-земельных металлов и/или лигносульфонаты в виде водных растворов, а также различные композиции (герметизирующие составы), например на основе таллового пека и моноэтаноламиновой соли жирных кислот C₂₁-C₂₅, или содержащие водорастворимый акриловый полимер (например, полиакриламид) и другие так называемые тампонажные составы, применяемые для целей данного изобретения.

Следовательно, в способе по изобретению в качестве герметизирующей жидкости используют изолирующие составы, герметизирующие или индивидуальные вещества (как компоненты герметизирующих составов), способные мигрировать по макро- и микроканалам под влиянием сил гравитации, капиллярных, ионообменных, адгезионных и диффузионных процессов и которые по завершению возникшего явления массопереноса изолируют источники флюидопроявлений и восстанавливают таким образом герметичность крепи скважин.

При этом кратность закачки герметизирующего состава (жидкости) определяется характером миграционных каналов, так как от него зависит необходимость количественной и качественной корректировки состава герметизирующей жидкости, что в целом приводит к ускорению восстановления герметичности заколонного и межколонных пространств скважины за счет произошедшего снижения сечения и объема самих каналов и изоляции мест подключения к ним источников газа, конденсата, нефти, рапы, воды в системе «зацементированное кольцевое пространство скважины - затвердевшее в нем цементное кольцо».

Сущность заявленного способа по изобретению заключается в следующем.

Способ экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газо-водо-нефтепроявляющих скважин включает доставку компонентов (или смеси) герметизирующего состава (ГС) в верхнюю зону устья заколонного и межколонных пространств (МКП) свободным доливом или принудительно (под давлением 5-50 атм) в межколонные пространства. Доставке предшествует сброс избыточного давления из межколонных пространств до атмосферного с фиксацией выходящего флюида. При дегазации определяется расход и время этого процесса, а также время восстановления избыточного давления на устье МКП.

При доставке ГС определяется его объем при свободном доливе до устья, а при принудительной доставке - вошедший объем при заданном давлении закачки.

Затем устанавливается выдержка по времени на результат от проведенной обработки. Результат находится в зависимости от сечения миграционных каналов в цементном кольце, от каналов в неплотных резьбах технических обсадных колонн, от физико-химического состояния стенок каналов и состояния соединительных участков между каналом и проявляющими источниками газа и жидкости в заколонном и межколонном пространствах.

После доставки ГС остается в верхней зоне и питает миграционный канал под влиянием сил: гравитации, капиллярных, ионообменных и диффузионных. В результате процесса массопереноса по каналам миграции происходит изоляция флюидопроявляющих источников от каналов, а сами каналы теряют площадь сечения из-за набухания стенок и покрытия их адгезионной пленкой. Уже при изоляции только газопроявляющих источников канал теряет миграционные функции, а герметичность заколонного и межколонных пространств скважины восстанавливается.

Учитывая, что процесс восстановления герметичности, который иногда требует количество ГС больше, чем объем МКП в верхней зоне устья, принимает за одну доставку, необходимо планировать повторение доставок и коррекцию ингридиентов в ГС, чтобы интенсифицировать силы: гравитации (за счет повышения плотности), капиллярные, ионообменные и диффузионные (за счет изменения химического состава).

Нижеследующие примеры иллюстрируют изобретение, но не ограничивают его.

Пример 1. Производят восстановление герметичности МКП скважины на нефтяном месторождении с избыточным давлением на устье между 245×168 мм обсадными колоннами, равным 10 атм.

Открывают вентиль на МКП 245×168 мм и полностью стравливают давление газа. Через сутки с помощью цементировочного агрегата закачивают в МКП 300 л ГС при давлении 15 атм. Вентиль закрывают и фиксируют изменение давления: через 3 суток снижение на 7 атм, еще через сутки - на 2,5 атм, еще через 2 суток - на 2 атм. Снова агрегатом или переносным насосом с малой производительностью подкачивают в МКП 50 л ГС. После второй доставки ГС за 11 суток давление изменилось с 2,0 до 0,2 атм, а еще через 10 суток замеры вышли на нулевые значения (0,0 атм) по манометру. Герметичность МКП восстановлена без остановки скважины и перевода ее из эксплуатационного фонда в капитальный ремонт.

Пример 2. Производят восстановление герметичности МКП скважины на нефтяном месторождении с избыточным давлением на устье между 324×245 мм и 245×139 мм обсадными колоннами, где зафиксированы 37 и 9,0 атм соответственно (или в записи 37/9 атм).

После сброса давления в МКП до атмосферного в него агрегатом с устья закачали ГС за эксплуатационную колонну 170 л при 45 атм. Через 9 суток давление составило 19/0 атм, еще через 5 суток - 9/0 атм, еще через 4 суток - 15,5/0 атм. Снова агрегатом доставили в устьевую зону ГС 250 л/90 л при давлении 41/9 атм. Через 5 суток давление в МКП составило 6,5/0 атм, еще через 6 суток - 2/0 атм. После чего на манометре установилось значение 0/0 атм. Герметичность МКП восстановлена.

Пример 3. Производят восстановление герметичности МКП скважины на подземном газовом хранилище с давлением на устье между 245×168 мм обсадными колоннами 30 атм.

После сброса давления из МКП до атмосферного в него свободно долили до выхода на устье 200 л ГС. Через 3 суток давление составило 2 атм. Через год оно снизилось до 1 атм. Еще через год проявление прекратилось полностью. Свободный расход газа из МКП при начальном Р_мк с 35 м³/сутки прекратился полностью.

Во всех приведенных примерах использовались герметизирующие составы (ГС), например содержащие в качестве компонентов омыленные производные жирных и смоляных кислот, легко проникающие в микроканалы МКП, например герметизирующий состав, содержащий водный раствор омыленного таллового пека от 5 до 20%, полученный на пресной воде при температуре растворения 80-95°С с вязкостью от 11 до 41·10^-4 Па·с (при 20°С). Талловый пек омыливался или в заводской установке или в бункере цементировочного агрегата в промысловых условиях около обрабатываемого объекта.

Таким образом, заявленный способ по изобретению позволяет сделать возможным без остановки эксплуатационных скважин, извлекающих из недр углеводородное сырье, восстановление их герметичности, нарушенной миграционными каналами, образовавшимися в процессе крепления скважины обсадными колоннами, в системе «цементируемое кольцевое пространство скважины - затвердевшее в нем цементное кольцо». По причине указанных каналов, соединяющихся с проявляющими углеводородными источниками, возникают избыточные давления на устье межколонных пространств (Р_мк), что обуславливает выход углеводородов на поверхность за пределы внешней обсадной колонны. В результате осуществления способа достигается:

- устранение загазованности природным газом окружающей среды;

- устранение загрязнения верхних пресных вод;

- предотвращение возникновения условий для взрывов и пожаров на прилегающих к скважинам территориях.

Claims (1)

1. Способ восстановления герметичности газо-водо-нефтепроявляющих эксплуатационных скважин без их остановки на ремонт, заключающийся в том, что сначала осуществляют сброс избыточного давления из межколонных пространств до атмосферного значения, далее для закупоривания макроканалов и микроканалов миграции флюидов осуществляют заполнение межколонных и заколонного пространств до верхней зоны устья скважины герметизирующей жидкостью на основе водного раствора омыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17% и вязкостью (11÷41)·10^-4 Па·с путем, по меньшей мере, однократного свободного долива или закачивания ее в заколонное и межколонные пространства под давлением 5÷50 атм, при этом герметичность скважин определяют в межколонных пространствах по падению до нулевых значений избыточного давления в них по манометру или расходу флюидов по расходомеру из межколонных пространств скважины.