Способ экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газо-водо-нефтепроявляющих скважин

Способ экспресс-ремонта может быть использован при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах, в частности, для восстановления герметичности заколонных и межколонных пространств при эксплуатации глубоких нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Технический результат - ликвидация межколонных давлений и затрубных грифонов, предотвращение насыщения газом приповерхностных околоскважинных отложений, предотвращение условий для возникновения взрывов и пожаров на прилегающей к скважинам территории. Способ включает сначала сброс избыточного давления из межколонных пространств до атмосферного значения, затем для закупоривания макроканалов и микроканалов миграции флюидов осуществляют заполнение межколонных и заколонных пространств до верхней зоны устья скважины герметизирующей жидкостью на основе водного раствора смыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17%, содержащего 1-5% углеродной смеси высокой реакционной способности, путем по меньшей мере однократного свободного долива или закачивания ее в заколонное или межколонные пространства под давлением, при этом герметичность скважины определяют в межколонных пространствах по падению до нулевых значений избыточного давления в них по манометру или расходу флюида по расходомеру из межколонных пространств скважины. 2 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышлености 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, 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 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-компресорных труб в скважину до места расположения перфорационных отверстий или дефекта в колонне и нагнетание через них тампонажного раствора под давлением (Аветисов А.Г. «Ремонтно-изоляционные работы при бурении нефтяных и газовых скважин», М., Недра, 1981).

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.

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 (ОТП) с концентрацией 18-25 масс.% 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 эксплуатационой колонны в скважине по воде от 51·10-2 до 17,4·10-2 м3/ч·MПа. При более низкой удельной примистости 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 масс.% в водном растворе моноэтаноламиновой соли жирных кислот (С2125) концентрацией 5-7 масс.%.

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 (авт. 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.

Известен способ экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газо-водо-нефтепроявляющих 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 (ГС) на основе водного раствора смыленного таллового пека (ОТП) с концентрацией от 5 до 17% путем по меньшей мере однократного свободного долива или закачивания его 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 смыленного 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%-ной водный раствор смыленного таллового пека предварительно смешивают с жидким стеклом от 10 до 30% концентрации.

Во втором варианте способа экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газо-водо-нефтепроявляющих скважин путем сначала сброса избыточного давления из межколонных пространств (МП) 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 смыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17% путем, по меньшей мере, однократного свободного долива или закачивания его 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 концентрации и порции водного раствора омыленного таллового пека 5-17%-ной концентрации (патент РФ №2364702, МПК Е21В 33/13, 2009 г.)

В случае многофакторной системы, когда по каналам мигрирует не только газ, но и жидкие углеводороды (конденсат, нефть) жидкий герметизирующий состав 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 объма 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 межколонного давления (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 межколонного пространства (МКП) скважины.

Однако при всех преимуществах известного способа возможно увеличение эффективности способа за счет придания используемым в нем компонентам активности на атомарном уровне сорбентом с чрезвычайно развитой поверхностью.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газо-водо-нефтепроявляющих 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 пространоств 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 более эффективного надежного способа экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газо-водо-нефтепроявляющих 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.

Поставленная изобретением задача решается так, что в способе экспресс-ремонта по восстанавлению герметичности газо-водо-нефтепроявляющих скважин, включающем 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 смыленного таллового пека (ОТП) 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, в герметизирующую жидкость на основе водного раствора омыленного таллового пека вводят углеродную смесь высокой реакционной способности (УСВР) в количестве 1-5%.

В качестве герметизирующей жидкости используют смесь водного раствора омыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17% и углеводородного сорбента высокореакционного в количестве 1-5%.

Кратность закачки герметизирующего состава определяют в зависимости от миграционных каналов, что в целом приводит к ускорению восстановления герметичности заколонного и межколонного пространств скважины.

Омыленный талловый пек - полимерный реагент на основе сложных эфиров жирных, смоляных и полимеризованных кислот - берут по ТУ 2453-003022195725-2001.

Углеродная смесь высокой реакционной способности (УСВР) представляет собой пухообразный порошок темно-серого цвета, являющийся смесью циклических углеродов с разорванными молекулярными связями, которые обладают высокой реакционной способностью, высочайшей развитой поверхностью, берут по ТУ2166-002-1839701500.

Нижеследующие примеры иллюстрируют изобретение, но не ограничивают его.

Пример 1. Производят восстановление герметичности межколонного пространства (МП) между технической 245 мм и 146 мм эксплуатационной колоннами скважинами на нефтегазовом месторождении. Давление МКД составляет 22 атм, содержание флюида: газ-нефть.

После стравливания давления из межколонного пространства с устья скважины, с помощью цементировочного агрегата, на пониженной скорости в межколонное пространство скважины закачивают раствор реагента на основе смыленного таллового пека с содержанием 2% УСВР. Давление заккачки не должно превышать 25-30 атм. По окончании работ по закачиванию закрывают запорное устройство межколонного пространства. Скважину оставляют под давлением на реагирование на сутки, после чего производят стравливание оставленного в МП давления. По истечении времени, равного периоду восстановления давления на данной скважине, производят контрольный замер давлений межколонного пространства. При наличиии МКД в МП работы по восстановлению герметичности МП повторяются. После проведения 3-4 обработок достигается полное восстановление герметичности межколонного пространства скважины.

При работах по ликвидации МКД на аналогичных скважинах с применением раствора реагента на основе смыленного таллового пека, включающего различные комплексные наполнители объемом до 40%, во много раз увеличивается расход наполнителя, возрастает время на прведение работ по ликвидации МКД, межремонтный период между экспресс-ремонтами сокращается в 1,5-2 раза.

Пример 2. Производят восстановление герметичности межколонного пространства (МП1) между 324 мм и 245 мм техническими колоннами на скважине нефтяного месторождения. Давление в межколонном пространстве составляет 8-10 атм. Содержание флюида - пластовая жидкость со следами нефти. После стравливания давления из межколонного пространства с устья скважины, с помощью цементировочного агрегата, на пониженной скорости в межколонное пространство скважины закачивают раствор реагента на основе смыленного таллового пека с содержанием 5% УСВР на равновесие. Давление закачки не должно превышать 5-10 атм. Скважину оставляют под давлением на реагирование на сутки. По истечении времени, равного периоду восстановления давления на данной скважине, производят контрольный замер давлений межколонного пространства. При недостижении герметичности МП работы по восстановлению герметичности повторяются до полного снижения МКД. После 2-3 операций достигается герметичность межколонного пространства скважины.

При работах по ликвидации МКД на аналогичных скважинах с применением раствора реагента на основе смыленного таллового пека, включающего различные комплексные наполнители объемом до 40%, во много раз увеличивается расход наполнителя, возрастает время на проведение работ по ликвидации МКД, межремонтный период между экспресс-ремонтами сокращается в 1,5-2 раза.

Использование в предложенном способе экспресс-ремонта герметизирующего состава с добавкой углеводородного сорбента высокой реакционной способности (УСВР), в котором частично разорванные ковалентные связи образуют в массе большое количество ненасыщенных межатомарных связей по периметру гексагоналов углерода. Эти ненасыщенные межатомарные углеродные связи при контакте с очень широкой группой веществ удерживают их в массе УСВР. Лучше всего удерживаются примеси, родственные УСВР по химическому составу, - углеводородсодержащие вещества.

Заявленный способ позволяет использовать образовавшиеся в процессе частицы для заполнения флюидопроводящих микроканалов цементного камня, противостоять миграции жидких углеводородов, что в итоге приводит к потере миграционных функций проводящих каналов, устранению межколонных давлений (МКД), газовых затрубных грифонов на поверхностях и предотвращению насыщения газом приповерхностных околоскважинных отложений и, как следствие, созданию условий безопасности на прилегающих к скважинам территориях.

Способ экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газо-водо-нефтепроявляющих 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 в герметизирующую жидкость на основе водного раствора омыленного таллового пека с концентрацией от 5 до 17% вводят углеродную смесь высокой реакционной способности в количестве 1-5%.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным составам, используемым при цементировании обсадных колонн, преимущественно, с большим газовым фактором.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока пластовых вод в скважине, регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, регулирования разработки нефтяных месторождений.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к установкам, предназначенным для цементирования нефтяных или газовых скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции продуктивного пласта от притока подошвенной воды при строительстве добывающих скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .
Изобретение относится к способу технического обслуживания ствола скважины в подземной формации и к цементной композиции для технического обслуживания ствола скважины в подземной формации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации эксплуатационных, разведочных и поисковых скважин, имеющих множество интервалов негерметичности эксплуатационной колонны, расположенных в труднодоступной местности в зоне распространения многолетнемерзлых пород (ММП).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и касается способа изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам. .

Изобретение относится к способам и системам формирования барьера вокруг, по меньшей мере, части подземной области обработки. .

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам, предназначенным для предотвращения осаждения неорганических солей в скважинах и на скважинном оборудовании, системе сбора и транспорта нефти, а также при разработке нефтяных пластов с использованием системы заводнения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. .

Изобретение относится к производству проппантов, применяющихся при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. .
Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным составам, используемым при цементировании обсадных колонн, преимущественно, с большим газовым фактором.

Изобретение относится к жидкостям на водной основе, используемым для бурения нефтяных, газовых и геотермальных скважин в толщах пород, и добавкам для использования в этих жидкостях.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологическим жидкостям и буровым составам, используемым при строительстве скважин для вскрытия продуктивных пластов.

Изобретение относится к цементным растворам с устойчивой пеной. .
Изобретение относится к технологии изготовления проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышлености 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

Наверх