Способ экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газоводонефтепроявляющих скважин

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах, в частности для восстановления герметичности заколонных и межколонных пространств. Способ включает сброс избыточного давления из межколонных пространств до атмосферного, заполнение межколонных и заколонного пространств до верхней зоны устья скважины герметизирующим составом на основе водного раствора омыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17%, смешанного с жидким стеклом от 10 до 30% концентрации. При значениях межколонных давлений менее 10 атм, которые создаются источниками появления флюидов, близкими к земной поверхности, создают составной столб из двух последовательно закачиваемых порций: аномально вязкой порции жидкого стекла 35%-ной концентрации и порции водного раствора омыленного таллового пека 5-17%-ной концентрации. Обеспечивает ускорение миграции по проницаемым каналам герметизирующего состава, а также способствует более длительному удержанию герметизирующего состава в верхних интервалах миграционных каналов. 2 н.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к энергодобывающему комплексу: нефтедобывающей промышленности, эксплуатации месторождений термальных вод, понижению уровня содержания метана в угольных месторождениях путем извлечения его сетью специальных скважин и добычи из них угольного метана как полезного ископаемого, 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, а также 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 демонтирования 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 колона 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. «Ремонтно-изоляционные работы при бурении нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1981; РД 39-1-843-82 «Инструкция по ремонту крепи скважин», Краснодар, ВНИИКР-нефть, 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:

- нарушение целостности обсадной колонны при перфорации. Даже в случае устранения межколонного перетока скважина не может эксплуатироваться и подлежит ликвидации с нарушением целостности обсадной колонны;

- 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, Е21В 33/138, 1993). 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 снижается при уменьшении температуры.

Недостатками указанного способа являются следующие:

- незначительная глубина проникновения состава вследствие сужения флюидопроводящих каналов при прогреве ствола скважины и температурного расширения обсадных колонн;

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

- 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 (авт. св. №1521860, Е21В 33/00, 1989).

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 этот способ невозможно использовать вследствие значительной вязкости герметизирующего состава.

Известен также способ для уплотнения колонн газовых скважин при проявлении 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 (ав.-свид. №1737103, Е21В 33/00, 1992).

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 от 2·10^-2 до 1·10^-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 эксплуатационных скважин.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газоводонефтепроявляющих скважин без их остановки на ремонт, заключающийся в том, что осуществляют вначале сброс избыточного давления из межколонных пространств до атмосферного значения. Затем для закупоривания микроканалов и макроканалов миграции флюидов осуществляют заполнение межколонных и заколонного пространств до верхней зоны устья скважины герметизирующим составом на основе водного раствора омыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17% и вязкостью (11-14,1)·10^-4 Па путем по меньшей мере однократного свободного долива или закачивания 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 скважин (патент РФ №2287663, Е21В 33/138, 2006).

Однако при осуществлении способа в устье межколонных пространств создается резервуар из герметизирующего состава (ГС), который подпитывает миграционный канал под действием гравитационных, капиллярных, обменных и диффузионных процессов. Массоперенос по каналам миграции приводит к накоплению пленок из герметизирующего состава в устье соединения каналов с источниками флюидопроявлений. При изоляции только газопроявляющих источников канал теряет миграционные функции, происходит устранение межколонных давлений газа (МКД), газовых затрубных грифонов (ЗГ) на поверхностях и предотвращение насыщения газом (НГ) приповерхностных околоскважинных отложений.

В случае многофакторной системы, когда по каналам мигрирует не только газ, но и жидкие углеводороды (конденсат, нефть), жидкий герметизирующий состав при оптимальной вязкости должен противостоять миграции жидких углеводородов.

В случае больших значений (10 атм) межколонных давлений (МКД), например при МКД, равном 40 атм, глубина источника проявления не менее 400 м, герметизирующий состав недостаточно быстро достигает источника проявления.

Известная технология недостаточно эффективна при малых (10 атм) значениях межколонных давлений (МКД), которые, как правило, возникают от источников флюидопроявлений, близких к поверхности, так как в этом случае эффективность способа зависит от времени пребывания герметизирующего состава в интервале источника флюидопроявления (ФП), а за счет низкой плотности герметизирующего состава достаточно быстро проходит источник проявления.

Задачей заявленного изобретения является создание эффективного надежного способа экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газоводонефтепроявляющих скважин, позволяющего при его использовании обеспечить ликвидацию межколонных давлений и затрубных грифонов, предотвращение насыщения газом приповерхностных околоскважинных отложений, а следовательно, исключение возникновения условий для взрывов и пожаров на прилегающих к скважинам территориях.

В первом варианте формулы изобретения поставленная задача решается так, что в способе экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газоводонефтепроявляющих скважин путем сначала сброса избыточного давления из межколонных пространств до атмосферного значения, затем для закупоривания макроканалов и микроканалов миграции флюидов осуществляют заполнение межколонных и заколонного пространств до верхней зоны устья скважины герметизирующим составом на основе водного раствора омыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17% путем по меньшей мере однократного свободного долива или закачивания ее в заколонное и межколонные пространства под давлением, 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, герметизирующую жидкость на основе водного раствора омыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17% берут с жидким стеклом, причем при значениях межколонных давлений более 10 атм, которые создаются глубинными источниками проявлений флюидов, для ускорения миграции по проницаемым каналам герметизирующего состава, 5-17% водный раствор омыленного таллового пека предварительно смешивают с жидким стеклом от 10 до 30% концентрации.

Во втором варианте формулы изобретения поставленная задача решается так, что в способе экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газоводонефтепроявляющих скважин путем сначала сброса избыточного давления из межколонных пространств до атмосферного значения, затем для закупоривания макроканалов и микроканалов миграции флюидов осуществляют заполнение межколонных и заколонного пространств до верхней зоны устья скважины герметизирующим составом на основе водного раствора омыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17% путем по меньшей мере однократного свободного долива или закачивания ее в заколонное и межколонные пространства под давлением, 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, герметизирующую жидкость на основе водного раствора омыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17% берут с жидким стеклом, причем при значениях межколонных давлений менее 10 атм, которые создаются источниками проявления флюидов, близкими к земной поверхности, для более длительного удержания герметизирующего состава в верхних интервалах миграционных каналов создают составной столб из двух последовательно закачиваемых порций: аномально вязкой порции жидкого стекла 35%-ной и более концентрации и порции водного раствора омыленного таллового пека 5-17%-ной концентрации.

В случае многофакторной системы, когда по каналам мигрируют не только газ, но и жидкие углеводороды (конденсат, нефть), жидкий ГС должен содержать конденсатонефтестойкий компонент, в качестве которого берут ОТП и жидкое стекло в соотношениях, позволяющих при оптимальной вязкости противостоять миграции жидких углеводородов. Следовательно, на проявляющих скважинах с нефтегазоконденсатным флюидом эффективность экспресс-ремонта возрастает по таким показателям, как снижение количества подкачек, по их обслуживанию, по контролю и анализу показателей (МКД, ЗГ, НГ) герметичности объекта.

Использование ГС как смеси жидкого стекла 10-30% от объема 5-17% раствора ОТП с последним повышает ее плотность, а следовательно, ускоряется ее доставка по каналу миграции к источнику проявления. В случае больших значений МКД (более 10 атм) речь идет о значительных расстояниях доставки. Так, при МКД=40 атм глубина источника не менее 400 м. С глубиной нарастает температурный фактор. Свойства жидкого стекла при этом компенсируют снижение аналогичных свойств у ОТП.

При малых значениях МКД (менее 10 атм), которые, как правило, возникают от источников флюидопроявлений, близких к поверхности, повышение эффективности работ по экспресс-ликвидации их негерметичности зависит от времени пребывания ГС в интервале источника флюидопроявления. Быстрое прохождение закачанного в МКП ГС, как правило, малоэффективно. Предлагается ГС формировать из двух порций, что позволяет в канале миграции создать столб раствора ГС: из аномально вязкого раствора жидкого стекла (с концентрацией 35% и выше) в нижней его части, а в верхней части иметь раствор ОТП, что позволяет увеличить время воздействия ГС на источник флюидопроявления многократно и, следовательно, повысить результативность изоляции источника и герметизации МКП скважины.

Нижеследующие примеры иллюстрируют изобретение, но не ограничивают его.

Пример 1. Производят восстановление герметичности МКП скважины на нефтяном месторождении с МКД между 245-168 мм обсадными колоннами, достигающими 40 атм с выходом на устье следов нефти (или конденсата). После стравливания давления газа из МКП с помощью цементировочного агрегата закачивают, не превышая давление 40 атм, 150-300 л ГС, состоящего из смеси растворов ОТП+ЖС. Вентиль закрывают и отмечают значение МКД через 3, 5, 7 суток. Если МКД не снизилось до 2-15 атм, то снова насосом цементировочного агрегата (ЦА) или малогабаритным переносным с низкой производительностью (MГП) добавляют в МКП 50-100 л ГС первоначального соотношения компонентов или откорректированных в сторону увеличения содержания ЖС. В газонефтепроявляющих скважинах в месячный срок достигается прекращение свободного выхода газа и проявление нефти (конденсата) из устья МКП, а МКД снижается до нулевого значения (0 атм по манометру).

При использовании на таких скважинах ГС только в виде раствора ОТП количество подкачек ГС значительно возрастает, увеличивается время на сервисное обслуживание, а межремонтный период между экспресс-ремонтами сокращается в 2-3 раза.

Пример 2. Производят восстановление герметичности МКП скважины на нефтяном месторождении с МКД между 245-168 мм обсадными колоннами, достигающими 15 атм с выходом на устье следов пластовой жидкости (воды, рапы). После стравливания давления газа из МКП с помощью насоса ЦА или MГП закачивают, не превышая давления 15 атм, 30-50 л ГС, состоящую из двух порций: 10-20 л ЖС с вязкостью, значительно превышающей вязкость второй порции из ОТП. Вентиль закрывают и фиксируют значение МКД через 3-7 суток. Если МКД не снизилось до 1-2 атм, то снова операцию закачки повторяют. В зависимости от приемистости МКП объем первой и второй порций может уменьшаться при сохранении прежней концентрации, а давление нагнетания снижаться до 5-3 атм, но не исключается возможность повышения концентрации ЖС в первой порции и сохранение давления в 15 атм. В водопроявляющих скважинах в месячный срок достигается прекращение свободного выхода газа и проявление воды (рапы) из устья МКП, а МКД снижается до нулевых значений (0 атм по манометру).

При использовании на таких скважинах ГС только в виде раствора ОТП количество подкачек ГС очень возрастает, увеличивается время на сервисное обслуживание, а межремонтный период между экспресс-ремонтами сокращается в 3-5 раз.

Заявленный способ по изобретению при использовании позволяет достичь совершенствования экспресс-ремонта в направлении его универсализации, надежности, увеличения периода между сервисным обслуживанием объекта при различных видах проявлений, что обеспечивает безостановочную работу эксплуатационного фонда скважин с одновременным устранением в МКП источников газоводонефтепроявлений, что обеспечивает:

- ликвидацию межколонных давлений и затрубных грифонов;

- предотвращение насыщения газом приповерхностных околоскважинных отложений, а следовательно, исключение возникновения условий для взрывов и пожаров на прилегающих к скважинам территориях.

1. Способ экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газоводонефтепроявляющих скважин, включающий сначала сброс избыточного давления из межколонных пространств до атмосферного значения, затем 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% путем, по меньшей мере, однократного свободного долива или закачивания ее в заколонное и межколонное пространства под давлением, при этом герметичность скважины определяют в межколонных пространствах по падению до нулевых значений избыточного давления в них по манометру или расходу флюидов по расходомеру из межколонных пространств скважины, отличающийся тем, что герметизирующую жидкость на основе водного раствора омыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17% берут с жидким стеклом, причем при значениях межколонных давлений более 10 атм, которые создаются глубинными источниками появления флюидов, для ускорения миграции по проницаемым каналам герметизирующего состава, 5-17% водный раствор омыленного таллового пека предварительно смешивают с жидким стеклом от 10 до 30% концентрации.

2. Способ экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газоводонефтепроявляющих скважин, включающий сначала сброс избыточного давления из межколонных пространств до атмосферного значения, затем 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% путем, по меньшей мере, однократного свободного долива или закачивания ее в заколонное и межколонное пространства под давлением, при этом герметичность скважины определяют в межколонных пространствах по падению до нулевых значений избыточного давления в них по манометру или расходу флюидов по расходомеру из межколонных пространств скважины, отличающийся тем, что герметизирующую жидкость на основе водного раствора омыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17% берут с жидким стеклом, причем при значениях межколонных давлений менее 10 атм, которые создаются источниками появления флюидов, близкими к земной поверхности, для более длительного удержания герметизирующего состава в верхних интервалах миграционных каналов, создают составной столб из двух последовательно закачиваемых порций: аномально вязкой порции жидкого стекла 35%-ной концентрации и порции водного раствора омыленного таллового пека 5-17%-ной концентрации.