Способ ликвидации газовой скважины с межколонными газопроявлениями

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации газовых и газоконденсатных скважин с межколонными газопроявлениями, расположенных, в частности, в зоне многолетнемерзлых пород (ММП). В способе ликвидации газовой скважины с межколонными газопроявлениями, включающем глушение скважины, извлечение лифтовой колонны, установку цементного моста над продуктивным пластом и в башмаке кондуктора, заполнение ствола скважины в интервале многолетнемерзлых пород незамерзающей жидкостью, демонтаж на устье фонтанной арматуры и колонной головки, установку на устье бетонной тумбы, дополнительно в эксплуатационной колонне ниже интервала негерметичности устанавливают цементный мост, между которым и цементным мостом, установленным над продуктивным пластом, оставляют внутри эксплуатационной колонны технологический раствор, в интервале негерметичности эксплуатационной колонны выполняют дополнительные перфорационные отверстия, через которые в заколонное пространство закачивают и продавливают под давлением величиной в пределах 0,7-0,8 давления опрессовки эксплуатационной колонны и цементного моста, установленного ниже интервала негерметичности, облегченную герметизирующую композицию, а после ее затвердевания указанные дополнительные перфорационные отверстия заливают расширяющимся цементным раствором, установку цементного моста в башмаке кондуктора осуществляют после устранения негерметичности эксплуатационной колонны, затем осуществляют заполнение скважины в интервале многолетнемерзлых пород незамерзающей жидкостью, при этом используют облегченную герметизирующую композицию состава, мас.%: портландцемент 15,0-16,0, эпоксиполиуритановый полимер ЭПУ-01-Б 45,0-47,0, алюмосиликатные микросферы 1,2-2,7, наполнитель - поливинилхлорид 18,0-18,5, латекс 13,5-13,8, триметилхлорсилоксан ТМХС 0,1, отвердитель 5,4-5,5, и расширяющийся цементный раствор состава, мас.%: тампонажный портландцемент 85-90, алюмосиликатные полые микросферы 10-15, гидрокарбоалюминатная добавка 2-4, гипс 2-4, пластификатор 0,2, вода или 4%-ный раствор хлористого кальция - остальное. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации газовых и газоконденсатных скважин с межколонными газопроявлениями, расположенных, в частности, в зоне многолетнемерзлых пород (ММП).

Известен способ ликвидации скважин, включающий глушение скважины, извлечение лифтовой колонны, установку цементного моста над продуктивным пластом, выполнение отверстий в эксплуатационной колонне, закачку через них в заколонное пространство тампонажного раствора, установку цементного моста в башмаке кондуктора, заполнение ствола скважины в интервале ММП незамерзающей жидкостью, демонтаж на устье фонтанной арматуры и колонной головки, установку на устье бетонной тумбы [Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов. - М.: Госгортехнадзор, 2000. - 22 с.].

Недостатком способа является недостаточная надежность ликвидации скважин с межколонными газопроявлениями, так как не устраняется сообщаемость продуктивного пласта с устьем скважины по возможным каналам в заколонном пространстве скважины - источнике газопроявлений, тем более при отсутствии цементного камня за колонной.

Известен способ ликвидации скважин с источником межколонного давления, включающий глушение скважины, извлечение лифтовой колонны, установку цементного моста над продуктивным пластом, выполнение отверстий в эксплуатационной колонны, закачку через них в заколонное пространство тампонажного раствора, установку цементного моста в башмаке кондуктора, заполнение ствола скважины в интервале ММП незамерзающей жидкостью, демонтаж на устье фонтанной арматуры и колонной головки, установку на устье бетонной тумбы [Патент РФ №2168607, МПК 7 Е21В 33/13, опубл. 10.06.2001].

Наиболее близким по совокупности существенных признаков к заявляемому техническому решению является известный способ ликвидации газовой колонны с межколонными газопроявлениями, включающий глушение скважины, извлечение лифтовой колонны, установку первого цементного моста над продуктивным пластом и установку цементного моста в башмаке кондуктора, заполнение ствола скважины в интервале многолетнемерзлых пород незамерзающей жидкостью, демонтаж на устье фонтанной арматуры и колонной головки, установку на устье бетонной тумбы [RU 2222687 С1, МПК 7 Е21В 33/13, опубл. 27.01.2004].

Недостатком известных способов является недостаточная надежность ликвидации скважин с межколонными газопроявлениями, так как не устраняется сообщаемость продуктивного пласта с устьем скважины по возможным каналам в заколонном пространстве скважины - источнике газопроявлений, тем более при отсутствии цементного камня за колонной.

Техническим результатом изобретения является повышение надежности ликвидации скважин и устранение каналов перетока газа от пласта к устью.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе, включающем глушение скважины, извлечение лифтовой колонны, установку цементного моста над продуктивным пластом и в башмаке кондуктора, заполнение ствола скважины в интервале многолетнемерзлых пород незамерзающей жидкостью, демонтаж на устье фонтанной арматуры и колонной головки, установку на устье бетонной тумбы, в отличие от прототипа дополнительно в эксплуатационной колонне ниже интервала негерметичности устанавливают цементный мост, между которым и цементным мостом, установленным над продуктивным пластом, оставляют технологический раствор, в интервале негерметичности эксплуатационной колонны выполняют дополнительные перфорационные отверстия, через которые в заколонное пространство закачивают и продавливают под давлением величиной в пределах 0,7-0,8 давления опрессовки эксплуатационной колонны и цементного моста, установленного ниже интервала негерметичности, облегченную герметизирующую композицию, а после ее затвердевания указанные дополнительные отверстия дополнительно заливают расширяющимся цементным раствором, установку цементного моста в башмаке кондуктора осуществляют после устранения негерметичности эксплуатационной колонны, затем осуществляют заполнение скважины в интервале многолетнемерзлых пород незамерзающей жидкостью, при этом используют облегченную герметизирующую композицию состава, мас.%:

портландцемент	15,0-16,0
эпоксиполиуритановый полимер ЭПУ-01-Б	45,0-47,0
алюмосиликатные микросферы	1,2-2,7
наполнитель - поливинилхлорид	18,0-18,5
латекс	13,5-13,8
триметилхлорсилоксан	0,1
отвердитель	5,4-5,5

и расширяющийся цементный раствор состава, мас.%:

тампонажный портландцемент	85-90
алюмосиликатные полые микросферы	10-15
гидрокарбоалюминатная добавка	2-4
гипс	2-4
пластификатор	0,2
вода или 4%-ный раствор хлористого кальция	остальное

Способ поясняется чертежом, где представлена конструкция скважины при осуществлении заявляемого способа. Цифрами на чертеже обозначены: 1 - кондуктор, 2 - эксплуатационная колонна, 3 - цементный мост, 4 - второй цементный мост, 5 - перфорационные отверстия, 6 - технологический раствор, 7 - герметизирующая композиция, 8 - наращенный участок второго цементного моста 4, 9 - третий цементный мост, 10 - незамерзающая жидкость, 11 - бетонная тумба.

Способ осуществляется следующим образом.

По результатам геофизических исследований определяют интервал негерметичности заколонного пространства скважины (наличие каналов в тампонажном камне или его отсутствие за колонной), состоящей из кондуктора 1, эксплуатационной колонны 2 и устьевого оборудования. После этого в эксплуатационной колонне-стволе 2 скважины над продуктивным пластом устанавливают первый цементный мост 3 из портландцемента тампонажного ПТЦ - 50 или ПТЦ 100, предназначенный для изоляции продуктивного пласта от поверхности. Затем ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны 2, определенного по результатам геофизических исследований, или ниже интервала, в котором отсутствует тампонажный камень за эксплуатационной колонной 2, устанавливают второй цементный мост 4 из портландцемента тампонажного ПТЦ - 50 или ПТЦ 100. Верхнюю границу второго цементного моста 4 устанавливают на уровне подошвы интервала негерметичности эксплуатационной колонны 2 или в начале интервала отсутствия тампонажного камня за эксплуатационной колонной 2.

Между первым 2 и вторым 4 цементными мостами оставляют технологический раствор 6.

После этого заколонное пространство скважины сообщают с трубным пространством путем дополнительной перфорации эксплуатационной колонны 2 и образованием при этом дополнительных перфорационных отверстий 5.

На устье скважины готовят герметизирующую композицию 7, состоящую из портландцемента, эпоксиполиуританового полимера ЭПУ-01-Б, латекса (соэмульгатора), алюмосиликатных микросфер, поливинилхлорида (ПВХ), триметилхлорсилоксана ТМХС (растворителя) и отвердителя, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: портландцемент - 15,0-16,0, эпоксиполиуритановый полимер ЭПУ-01-Б - 45,0-47,0, алюмосиликатные микросферы - 1,2-2,7, наполнитель - поливинилхлорид - 18,0-18,5, латекс - 13,5-13,8, триметилхлорсилоксан - 0,1, отвердитель - 5,4-5,5.

Для этого приготавливается сухая смесь портландцемента ПТЦ 15,3 мас.%, наполнителя АСМ 2,7 мас.% и самоуплотняющейся добавки ПВХ 18,0 мас.%. В эпоксиполиуретановый состав (ЭПУ) 45,0 мас.% при перемешивании вводится регулятор вязкости ТМХС или ДОФ 0,1 мас.%. Приготовленная смесь ЭПУ+ТМХС добавляется в сухую смесь ПЦТ+АСМ+ПВХ, а полученная суспензия перемешивается до гомогенного состояния. В последнюю очередь в полученную суспензию вводится отвердитель - смесь алифатических аминов (ПЭПа + кубовые амины С₁₀-С₁₄) 5,4 мас.%. Вся система снова перемешивается для равномерного распределения отвердителя затворяется жидкостью затворения - латексом 13,5 мас.%.

Затем через дополнительные перфорационные отверстия 5 закачивают под давлением, величина которого находится в интервале 0,7-0,8 давления опрессовки эксплуатационной колонны и цементного моста, за эксплуатационную колонну 2 приготовленную герметизирующую композицию 7 в объеме, достаточном для заполнения каналов в тампонажном камне или заколонного пространства скважины, с выходом ее на поверхность через межколонный отвод колонной головки устьевого оборудования.

Находящиеся в составе герметизирующей композиции 7 алюмосиликатные микросферы обеспечивают подъем герметизирующей композиции 7 до устья скважины, сочетание поливинилхлорида и триметилхлорсилоксана ТМХС - достаточную растекаемость композиции и заполнение ею всех проводящих каналов в тампонажном камне, отвердитель - высокую прочность и герметичность.

В результате закачки герметизирующей композиции 7 в заколонное пространство устраняются газопроявления по межколонному пространству скважины между эксплуатационной колонной 2 и кондуктором 1.

После закачки герметизирующей композиции 7 в заколонное пространство скважину оставляют на ОЗЦ, а после затвердения тампонажного камня в заколонном пространстве дополнительные перфорационные отверстия 5 выше второго цементного моста 4 дополнительно заливают расширяющимся цементным раствором, состоящим из, мас.%: тампонажного портландцемента 85,0, алюмосиликатных полых микросфер 10,0, гидрокарбоалюминатной добавки 2,0, гипса 2,8, пластификатора 0,2, затворенным водой или 4%-ным раствором хлористого кальция. Соотношение ингредиентов в составе композиции следующее, мас.%: тампонажный портландцемент - 85-90; алюмосиликатные полые микросферы - 10-15; гидрокарбоалюминатная добавка - 2-4; гипс - 2-4; пластификатор - 0,2; вода или 4%-ный раствор хлористого кальция - остальное.

Находящиеся в составе расширяющегося цементного раствора алюмосиликатные микросферы обеспечивают достаточный подъем раствора и перекрытие им дополнительных перфорационных отверстий 5, пластификатор - достаточную растекаемость, а гидрокарбоалюминатная добавка во взаимодействии с гипсом - расширение герметизирующей композиции 9 и заполнение ею всех проводящих каналов в тампонажном камне, а также высокую прочность и герметичность нарощенного участка 8 второго цементного моста 4.

После ОЗЦ нарощенного участка 8 второго цементного моста 4 в башмаке кондуктора 1 устанавливают третий цементный мост 9, выше которого, в интервале ММП, эксплуатационную колонну-ствол 2 скважины заполняют незамерзающей жидкостью 10.

Затем из скважины извлекают заливочные трубы, демонтируют фонтанную арматуру и колонную головку, устье скважины герметизируется бетонной тумбой 11 по известной технологии (см. Инструкцию о порядке ликвидации, консервации скважин, оборудовании их устьев и стволов. - М.: Госгортехнадзор, 2000. - 22 с).

Предлагаемый способ ликвидации газовой скважины обладает высокой надежностью, так как гарантирует изоляцию ствола и заколонного пространства скважины от продуктивного пласта, устраняет межколонные газопроявления и связанное с ними экологическое загрязнение окружающей природной среды, обеспечивает сохранность недр.

Способ ликвидации газовой скважины с межколонными газопроявлениями, включающий глушение скважины, извлечение лифтовой колонны, установку цементного моста над продуктивным пластом и в башмаке кондуктора, заполнение ствола скважины в интервале многолетнемерзлых пород незамерзающей жидкостью, демонтаж на устье фонтанной арматуры и колонной головки, установку на устье бетонной тумбы, отличающийся тем, что дополнительно в эксплуатационной колонне ниже интервала негерметичности устанавливают цементный мост, между которым и цементным мостом, установленным над продуктивным пластом, оставляют внутри эксплуатационной колонны технологический раствор, в интервале негерметичности эксплуатационной колонны выполняют дополнительные перфорационные отверстия, через которые в заколонное пространство закачивают и продавливают под давлением величиной в пределах 0,7-0,8 давления опрессовки эксплуатационной колонны и цементного моста, установленного ниже интервала негерметичности, облегченную герметизирующую композицию, а после ее затвердевания указанные дополнительные перфорационные отверстия заливают расширяющимся цементным раствором, установку цементного моста в башмаке кондуктора осуществляют после устранения негерметичности эксплуатационной колонны, затем осуществляют заполнение скважины в интервале многолетнемерзлых пород незамерзающей жидкостью, при этом используют облегченную герметизирующую композицию состава, мас.%:

Портландцемент	15,0-16,0
Эпоксиполиуритановый полимер ЭПУ-01-Б	45,0-47,0
Алюмосиликатные микросферы	1,2-2,7
Наполнитель-поливинилхлорид	18,0-18,5
Латекс	13,5-13,8
Триметилхлорсилоксан	0,1
Отвердитель	5,4-5,5

и расширяющийся цементный раствор состава, мас.%:

Тампонажный портландцемент	85-90
Алюмосиликатные полые микросферы	10-15
Гидрокарбоалюминатная добавка	2-4
Гипс	2-4
Пластификатор	0,2
Вода или 4%-ный раствор хлористого кальция	Остальное