Способ ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны нефтегазовой скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин, расположенных, в частности, в зоне многолетнемерзлых пород. Способ включает глушение скважины, извлечение лифтовой колонны, установку цементного моста ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны, выполнение дополнительных перфорационных отверстий в интервале негерметичности эксплуатационной колонны, закачивание и продавливание под давлением через эти отверстия в заколонное пространство скважины облегченной герметизирующей композиции, заливку расширяющегося цементного раствора в скважину в интервале дополнительных перфорационных отверстий после затвердевания облегченной герметизирующей композиции, создание избыточного давления в эксплуатационной колонне над цементным мостом, разбуривание расширяющегося цементного раствора после его затвердевания вместе с цементным мостом. Продавливание облегченной герметизирующей композиции в заколонное пространство скважины осуществляют под давлением, равным 0,7-0,8 давления опрессовки эксплуатационной колонны и цементного моста. Облегченная герметизирующая композиция состоит из тампонажного портландцемента, эпоксиполиуританового полимера ЭПУ-01-Б, алюмосиликатных микросфер, поливинилхлорида, латекса, метилхлорсилоксана ТМХС и отвердителя, при определенном соотношении компонентов. Расширяющийся цементный раствор состоит из тампонажного портландцемента, алюмосиликатных микросфер, гидрокарбоалюминатной добавки, гипса, пластификатора и воды или 4%-ного раствора хлористого кальция, при определенном соотношении компонентов, мас.%. Обеспечивает повышение надежности ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны нефтегазовой скважины и устранение каналов перетока газа, газового конденсата, нефти или пластовой воды от пласта к устью. 5 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин, расположенных, в частности, в зоне многолетнемерзлых пород.

Месторождения нефти и газа Западной Сибири разрабатываются чаще всего наклонно направленными и горизонтальными скважинами. Как показывает опыт эксплуатации скважин на Уренгойском и Ямбургском и других месторождениях в интервале искривления ствола скважины чаще всего нарушается герметичность резьбовых соединений эксплуатационной колонны, а то и происходит излом самой эксплуатационной колонны. В этом напряженном деформацией на изгиб месте могут появиться трещины различной величины и протяженности. Через эти негерметичные места во внутреннюю полость эксплуатационной колонны может поступать газ, газоконденсат, нефть или пластовая вода. Обычно такие скважины не эксплуатируют, а ремонтируют: закачивают в интервал негерметичности эксплуатационной колонны цементные растворы или спускают в скважину дополнительную предохранительную колонну. Опыт проведения таких ремонтов показывает на непродолжительность положительного эффекта от закачивания цементных растворов, что требует проведение нового ремонта, или на уменьшение проходного отверстия ствола скважины при установке дополнительных колонн, что ведет к снижению рабочих дебитов скважин.

Известен способ ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны нефтегазовой скважины, включающий глушение скважины, извлечение лифтовой колонны, установку цементного моста ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны, выполнение дополнительных перфорационных отверстий в интервале негерметичности эксплуатационной колонны, закачивание и продавливание под давлением через эти отверстия в заколонное пространство скважины герметизирующей композиции, разбуривание цементного моста [Амиров А.Д. и др. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1975. - С.253-254].

Недостатком этого способа является недостаточная надежность ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны нефтегазовой скважины, непродолжительность положительного эффекта от закачивания в заколенное пространство скважины цементных растворов.

Известен способ ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны нефтегазовой скважины, включающий глушение скважины, извлечение лифтовой колонны, установку цементного моста ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны, выполнение дополнительных перфорационных отверстий в интервале негерметичности эксплуатационной колонны, закачивание и продавливание под давлением через эти отверстия в заколонное пространство скважины герметизирующей композиции, разбуривание цементного моста [Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин / А.Д.Амиров, К.А.Карапетов, Ф.Д.Лемберанский и др. - М.: Недра, 1979. - С.226].

Недостатком этого способа является недостаточная надежность ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны нефтегазовой скважины, непродолжительность положительного эффекта от закачивания в заколонное пространство скважины цементных растворов.

Целью изобретения является повышение надежности ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны нефтегазовой скважины и устранении каналов перетока газа, газового конденсата, нефти или пластовой воды от пласта к устью.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны нефтегазовой скважины, включаюет глушение скважины, извлечение лифтовой колонны, установку цементного моста ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны, выполнение дополнительных перфорационных отверстий в интервале негерметичности эксплуатационной колонны, закачивание и продавливание под давлением через эти отверстия в заколонное пространство скважины герметизирующей композиции, разбуривание цементного моста. В отличие от прототипа продавливание облегченной герметизирующей композиции в заколонное пространство скважины осуществляют под давлением, равным величине, находящейся в пределах 0,7-0,8 давления опрессовки эксплуатационной колонны и цементного моста, а после закачивания и продавливания под давлением через эти отверстия в заколонное пространство скважины облегченной герметизирующей композиции и ее затвердевания проводят заливку в скважину в интервале дополнительных перфорационных отверстий расширяющегося цементного раствора. В эксплуатационной колонне над цементным мостом создают избыточное давление. После затвердевания цементного моста осуществляют разбуривание расширяющегося цементного раствора вместе с цементным мостом, при этом в качестве облегченной герметизирующей композиции используют композицию, состоящую из тампонажного портландцемента, эпоксиполиуританового полимера ЭПУ-01-Б, алюмосиликатных микросфер, поливинилхлорида, латекса, метилхлорсилоксана ТМХС и отвердителя, при следующем соотношении, мас.%: тампонажный 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, а в качестве расширяющегося цементного раствора используют композицию, состоящую из тампонажного портландцемента, алюмосиликатных микросфер, гидрокарбоалюминатной добавки, гипса, пластификатора и воды или 4%-ного раствора хлористого кальция, при следующем соотношении, мас.%: тампонажный портландцемент - 85-90; алюмосиликатные микросферы - 10-15; гидрокарбоалюминатная добавка - 2-4; гипс - 2-4; пластификатор - 0,2; вода или 4%-ный раствор хлористого кальция - остальное.

Способ поясняется чертажами, где на фиг.1 представлена конструкция скважины с негерметичной эксплуатационной колонной в процессе установки цементного моста, на фиг.2 - то же, с отсутствием цементного камня за эксплуатационной колонной в процессе установки цементного моста, на фиг.3 - то же, в процессе закачивания облегченной герметизирующей композиции, на фиг.4 - то же, в процессе заливки расширяющегося цементного раствора, на фиг.5 - то же, после ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны.

Способ осуществляют следующим образом.

По результатам геофизических исследований определяют интервал негеметичности заколонного пространства скважины (наличие каналов в цементном камне или его отсутствие за колонной), состоящей из кондуктора 1, технической колонны 2, эксплуатационной колонны 3 и устьевого оборудования 4. После этого в эксплуатационной колонне 3 ниже интервала негерметичности 5 эксплуатационной колонны 3, определенного по результатам геофизических исследований, или ниже интервала, в котором отсутствует цементный камень за эксплуатационной колонной 3, устанавливают цементный мост 7. Верхнюю границу цементного моста 7 устанавливают на уровне подошвы интервала негерметичности 5 эксплуатационной колонны 3 или в начале интервала отсутствия цементного камня 6 за эксплуатационной колонной 3.

Ниже цементного моста 7 оставляют технологический раствор 8.

После этого заколонное пространство 9 скважины сообщают с трубным пространством 10 путем дополнительной перфорации эксплуатационной колонны 3 и образованием при этом дополнительных перфорационных отверстий 11.

На устье скважины готовят облегченную герметизирующую композицию (ОГК) 12, соотношение компонентов в которой следущее, мас.%: тампонажный портландцемент - 15,0-16,0, эпоксиполиуритановый полимер ЭПУ-01-Б - 45,0-47,0, латекс (соэмульгатора) - 13,5-13,8, алюмосиликатные микросферы (наполнитель) - 1,2-2,7, поливинилхлорид (самоуплотняющаяся добавка) - 18,0-18,5, триметилхлорсилоксан ТМХС (растворителя) - 0,1 и отвердитель, например, алифатические амины - 5,4-5,5.

Исходя из геолого-технических условий готовят требуемое количество сухой смеси из тампонажного 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 вводят необходимое количество регулятора вязкости ТМХС 0,1 мас.%. Приготовленная смесь ЭПУ+ТМХС добавляется в сухую смесь ПЦТ+АСМ+ПВХ, а полученная суспензию перемешивается до гомогенного состояния. В последнюю очередь в полученную суспензию вводят требуемое количество отвердителя 5,4 мас.%, например алифатические амины, или ПЭПа, или смесь алифатических аминов ПЭПа и кубовые амины C₁₀-C₁₄, взятых в соотношении 1:15. Всю систему снова перемешивают для равномерного распределения отвердителя и затворяют жидкостью затворения - латексом 13,5 мас.%.

Затем через спущенные в эксплуатационную колонну 3 заливочные трубы 13, в качестве которых можно использовать гибкую трубу, и дополнительные перфорационные отверстия 11 закачивают под давлением, величина которого находится в интервале 0,7-0,8 давления опрессовки эксплуатационной колонны 3 и цементного моста 7, за эксплуатационную колонну 3 приготовленную облегченную герметизирующую композицию 12 в объеме, достаточном для заполнения проводящих каналов в цементном камне или интервала 6 с отсутствием цементного камня за эксплуатационной колонной 3.

Находящиеся в составе облегченной герметизирующей композиции 12 АСМ обеспечивают ее подъем до устья скважины (если цемент за колонной отсутствует) или до верхних границ проводящих каналов в цементном камне (если цемент поднят до устья), сочетание ПВХ и ТМХС - достаточную растекаемость ОГК 12 и заполнение ею всех проводящих каналов в цементном камне, отвердитель - высокую прочность и герметичность.

В результате закачивания ОГК 12 в заколонное пространство 9 устраняются перетоки газа, газового конденсата, нефти или пластовой воды по межколонным пространствам скважины между эксплуатационной колонной 3 и технической колонной 2 или между технической колонной 2 и кондуктором 1.

После закачивания ОГК 12 в заколонное пространство 9 скважину оставляют на период ожидания затвердевания композиции, а после ее затвердения дополнительные перфорационные отверстия 11 выше цементного моста 7 дополнительно заливают расширяющимся цементным раствором (РЦР) 14. Соотношение компонентов в расширяющемся цементном растворе следующее мас.%: тампонажный портландцемент - 85-90, АСМ - 10-15, гидрокарбоалюминатная добавка - 2-4, гипс - 2-4, пластификатор - 02, вода или 4%-ный раствор хлористого кальция - остальное. В конкретном примере расширяющийся цементный раствор, состоящий, мас.%: из тампонажного портландцемента - 85,0, АСМ - 10,0, гидрокарбоалюминатной добавки - 2,0, гипса - 2,8, пластификатора - 0,2, затворяют водой или 4%-ным раствором хлористого кальция.

Находящиеся в составе расширяющегося цементного раствора 14 алюмосиликатные микросферы обеспечивают достаточный подъем раствора и перекрытие им дополнительных перфорационных отверстий 11, пластификатор - достаточную растекаемость, а гидрокарбоалюминатная добавка во взаимодействии с гипсом - расширение РЦР 14 и заполнение им всех проводящих каналов в цементном камне, чему способствует создание в эксплуатационной колонне 3 над цементным мостом 7 избыточного давления, равного 0,7-0,8 давления опрессовки эксплуатационной колонны 3 и цементного моста 7, а также высокую прочность и герметичность цементного стакана 15, образующегося из залитого в эксплуатационную колонну 3 РЦР 14 сверху цементного моста 7.

Пример осуществления способа.

На глубине 1110 м была обнаружена негерметичность 168 мм эксплуатационной колонны. Температура в этом интервале ствола скважины составляла 25°С. Скважина принимала задавочный раствор при давлении 4,0 МПа. Ниже интервала негерметичности был установлен цементный мост. В интервал негерметичности 4 под давлением был закачан цементный раствор. Негерметичность эксплуатационной колонны 3 не была устранена. Поэтому в интервале негерметичности 4 дополнительно были простреляны перфорационные отверстия 11. В мерниках двух насосных установок ЦА-320 было приготовлено 3,0 м³ ОГК 12. В заколонное пространство 9 скважины через вновь образованные дополнительные перфорационные отверстия 11 было закачано 3,0 м³ ОГК под давлением, равным 0,7 давления опрессовки эксплуатационной колонны 3 и цементного моста 7 (15 МПа). После затвердевания ОГК 12 в скважину залили РЦР 14 с перекрытием им всего интервала дополнительных перфорационных отверстий 11. Созданием в период ОЗЦ давления над РЦР 14, равным 0,7 давления опрессовки эксплуатационной колонны 3 и цементного моста 7 (15 МПа), обеспечили заполнение им незаполненных пустот дополнительных перфорационных отверстий ОГК 12 за счет расширения РЦР 14. После ОЗЦ цементный стакан 15 вместе с цементным мостом 7 был разбурен. При испытании под давлением 15 МПа эксплуатационная колонна 3 оказалась герметичной. Затем скважину освоили и пустили в эксплуатацию.

Предлагаемый способ ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны нефтегазовой скважины обладает высокой надежностью, так как гарантирует изоляцию трубного пространства скважины от газа, газового конденсата, нефти или пластовой воды, поступающих из продуктивного пласта, устраняет экологическое загрязнение окружающей природной среды, обеспечивает сохранность недр.

Способ ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны нефтегазовой скважины, включающий глушение скважины, извлечение лифтовой колонны, установку цементного моста ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны, выполнение дополнительных перфорационных отверстий в интервале негерметичности эксплуатационной колонны, закачивание и продавливание под давлением через эти отверстия в заколонное пространство скважины облегченной герметизирующей композиции, заливку расширяющегося цементного раствора в скважину в интервале дополнительных перфорационных отверстий после затвердевания облегченной герметизирующей композиции, создание избыточного давления в эксплуатационной колонне над цементным мостом, разбуривание расширяющегося цементного раствора после его затвердевания вместе с цементным мостом, причем продавливание облегченной герметизирующей композиции в заколонное пространство скважины осуществляют под давлением, равным величине, находящейся в пределах 0,7-0,8 давления опрессовки эксплуатационной колонны и цементного моста, при этом в качестве облегченной герметизирующей композиции используют композицию, состоящую из тампонажного портландцемента, эпоксиполиуританового полимера ЭПУ-01-Б, алюмосиликатных микросфер, поливинилхлорида, латекса, метилхлорсилоксана ТМХС и отвердителя, при следующем соотношении, мас.%:

тампонажный 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

а в качестве расширяющегося цементного раствора используют композицию, состоящую из тампонажного портландцемента, алюмосиликатных микросфер, гидрокарбоалюминатной добавки, гипса, пластификатора и воды или 4%-ного раствора хлористого кальция, при следующем соотношении, мас.%:

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