способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины газовой залежи или залежи, содержащей в своей продукции природный газ

Формула изобретения

Способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины газовой залежи или залежи, содержащей в своей продукции природный газ, включающий формирование в скважине кольцевого канала путем вырезки окна в обсадной колонне в интервале покрышки продуктивного пласта, удаления вырезанного участка обсадной колонны, удаления тампонажного материала в интервале удаляемого вырезанного участка колонны и расширения ствола в окне обсадной колонны, отличающийся тем, что после окончания формирования кольцевого канала в скважину спускают лифтовую колонну, оснащенную пакером и циркуляционным клапаном, после чего кольцевой канал и связанное с ним затрубное пространство скважины через циркуляционный клапан лифтовой колонны заполняют жидкостью, причем изменением или поддержанием плотности и/или высоты столба жидкости над сформированным кольцевым каналом обеспечивают постоянное превышение гидростатического давления столба жидкости над пластовым давлением газа.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при реконструкции, ремонте, консервации и ликвидации скважин с негерметичным по газу заколонным пространством на месторождениях и подземных хранилищах газа (ПХГ) для исключения миграции и потерь газа из продуктивных пластов по заколонному пространству скважин через покрышки залежей.

После ввода в эксплуатацию скважин газовой залежи или залежи, содержащей в своей продукции газ (природный, попутный и т.д.), выявляют во многих случаях заколонные газопроявления с межпластовыми перетоками и/или грифонами на устье. Одной из причин этих газопроявлений является переток газа по негерметичному цементному кольцу в заколонном пространстве. В ряде случаев проницаемые пласты насыщаются газом и в них могут образовываться техногенные скопления газа. Все это бывает причиной высокого темпа снижения пластового давления природной залежи, особенно в начальный период разработки. При разработке нефтяных месторождений с газовой шапкой происходит неконтролируемое замещение газа нефтью или водой. Размеры газовой шапки сокращаются без отбора газа, как, например, на Самотлорском месторождении. Это ведет к серьезным нарушениям проектных режимов разработки залежей и безвозвратным потерям газа.

Неконтролируемые и неуправляемые газопроявления в виде грифонов, особенно газопроявления с сероводородом, наносят непоправимый экологический урон.

Известен способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины газовой залежи или залежи, содержащей в своей продукции газ (патент RU 2272890 С1, МПК Е21В 33/13, опубл. 27.03.2006.), включающий вырезку окна в обсадной колонне в интервале покрышки продуктивного пласта, удаление участка обсадной колонны в диапазоне 20-80% от толщины покрышки, удаление тампонажного материала в интервале удаляемой обсадной колонны, расширение ствола в окне обсадной колонны до диаметра, превышающего зону фильтрации тампонажного материала при первичном тампонировании обсадной колонны и зону остаточных напряжений первичного и вторичного вскрытия покрышки, при этом расширение ствола скважины осуществляется поэтапно с увеличением диаметра бурения на каждом этапе не более чем на 10% и обеспечением общего диаметра расширения ствола скважины, превышающего максимальный размер упомянутых зон остаточных напряжений на 10-40%, после чего расширенный участок ствола скважины перекрывают крепью, а его закрепное пространство тампонируют нетвердеющим материалом, например, вязкоупругим составом на основе полиакриламида, или гипана, или латекса природного или синтетического, и твердеющим тампонажным материалом с добавками частиц из упругого материала, например, частиц резины или микросфер с газом.

Основным недостатком данного способа является то, что, предотвращая переток газа по заколонному пространству за счет создания кольцевого канала и заполнения его герметизирующим материалом, он, по существу, возвращает скважину в прежний режим нагружения заколонного пространства пластовым давлением газа. Возникающий после возвращения скважины в режим эксплуатации перепад давления, направленный от пласта к устью скважины, в процессе эксплуатации с течением времени может вновь разрушить загерметизированный кольцевой канал и опять вызвать перетоки газа в заколонном пространстве. То есть, известный способ ремонта и восстановления герметичности заколонного пространства скважины не гарантирует эффективности на длительный период эксплуатации и носит временный характер, как, впрочем, и любая «заплатка», поскольку после «латания» заколонного пространства вновь восстанавливается режим его нагружения газом, а следовательно, разрушения и потери герметичности. Кроме того, в данном способе для восстановления герметичности заколонного пространства скважины используют различные растворы, необходимые для создания крепи в расширенном участке ствола скважины, а также для последующего тампонирования ее закрепного пространства, что значительно усложняет известный способ.

Технический результат заявляемого изобретения заключается в упрощении и повышении эффективности способа восстановления герметичности заколонного пространства скважины. Технический результат обеспечивается путем создания на пути движения газа по заколонному пространству такого герметизирующего затвора, который способен в течение длительного времени надежно выполнять и постоянно поддерживать в процессе эксплуатации скважины функцию герметизатора.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе восстановления герметичности заколонного пространства скважины газовой залежи или залежи, содержащей в своей продукции природный газ, включающем формирование кольцевого канала в скважине путем вырезки окна в обсадной колонне в интервале залегания покрышки продуктивного пласта, удаления вырезанного участка обсадной колонны, удаления тампонажного материала в интервале удаляемого вырезанного участка обсадной колонны и расширения ствола скважины в окне обсадной колонны, согласно изобретению после окончания формирования кольцевого канала в скважину спускают лифтовую колонну, оснащенную пакером и циркуляционным клапаном, после чего кольцевой канал и связанное с ним затрубное пространство скважины через циркуляционный клапан лифтовой колонны заполняют жидкостью, причем изменением или поддержанием плотности и/или высоты столба жидкости над сформированным кольцевым каналом обеспечивают постоянное превышение гидростатического давления столба жидкости над пластовым давлением газа.

В качестве жидкости для гидрозатвора (надпакерная жидкость) могут быть использованы, например, соленая вода, дизтопливо, газоконденсат. Циркуляционный клапан служит для закачки жидкости, создания гидрозатвора и замены жидкости при необходимости. Пакер разделяет продуктивный пласт от затрубного пространства скважины, а также удерживает надпакерную жидкость в затрубном пространстве.

Эффективность предлагаемого способа достигается не только за счет восстановления герметичности заколонного пространства скважины, но и за счет постоянного поддержания указанной герметичности в процессе эксплуатации в течение длительного времени. Создание описанного гидрозатвора и обеспечение надежного и постоянного превышения гидростатического давления, создаваемого столбом жидкости как в затрубном пространстве, так и в сообщающемся с ним кольцевом канале, над пластовым давлением изменяет вектор действия указанного превышения гидростатического давления жидкости над пластовым давлением газа на противоположный, то есть в сторону пласта, и тем самым без «латания» цементной крепи исключает переток (миграцию) газа по заколонному пространству.

Сущность изобретения поясняется чертежом, на котором, в качестве одного из возможных вариантов, изображена схема для реализации предложенного способа.

На схеме представлена скважина, содержащая обсадную колонну 1, лифтовую колонну 2 труб, заполненное тампонажным материалом заколонное пространство 3 за обсадной колонной 1, затрубное пространство 4 между обсадной колонной 1 и лифтовой колонной 2, оснащенной циркуляционным клапаном 5 и пакером 7, продуктивный пласт 9 с расположенной над ним непроницаемой покрышкой 8, интервал перфорации 10 и кольцевой канал 6.

Способ осуществляется следующим образом.

Известными методами исследуют имеющую заколонное давление скважину, после чего определяют причину проявления газа, параметры, пути миграции и источник поступления, например, способом построения кривой восстановления давления или геофизическим методом. Глушат скважину рабочей жидкостью, после чего в интервале обсадной колонны 1 в плотных непроницаемых породах, служащих покрышкой 8 продуктивного пласта 9, напротив указанных непроницаемых пород спускают на бурильных трубах вырезающее устройство, например, УВУ (универсальное вырезающее устройство) или пескоструйный перфоратор. Вырезающим устройством вырезают окно в обсадной колонне 1 с удалением части колонны высотой не менее 5 сантиметров, после чего полностью удаляют тампонажный материал из заколонного пространства 3 в интервале удаления обсадной колонны 1, разрушая миграционные каналы. В вырезанном окне производят расширение ствола скважины до максимально возможного диаметра путем удаления горной породы, затем промывают скважину и очищают ее от продуктов разрушения металла, тампонажного материала и горной породы, формируя таким образом кольцевой канал 6, с помощью которого осуществляется гидравлическая связь между заколонным и внутриколонным пространством скважины. Далее извлекают из скважины бурильные трубы с вырезающим устройством и спускают в продуктивный пласт 9 скважины лифтовую колонну 2 труб, оснащенную пакером 7 и циркуляционным клапаном 5, таким образом, чтобы пакер 7 и циркуляционный клапан 5 располагались между продуктивным пластом 9 и сформированным кольцевым каналом 6. Далее, после спуска в скважину лифтовой колонны 2, через циркуляционный клапан 5 затрубное пространство 4 выше пакера 7, включая сообщенный с затрубным пространством 4 кольцевой канал 6, закачивают выбранную для создания гидрозатвора жидкость, плотность которой рассчитывают по формуле:

,

где

- плотность столба жидкости над (выше) сформированным кольцевым каналом, кг/м³;

k - коэффициент превышения гидростатического давления столба жидкости над пластовым давлением, согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ 08-624-03, п.2.7.3.2);

p_max - максимальное пластовое давление газа в пласте, МПа;

g - ускорение свободного падения, м/с ²;

h - высота столба жидкости (гидрозатвора) над кольцевым каналом, м,

после чего скважину пускают в эксплуатацию.

Для создания гидрозатвора в скважине используют жидкости, содержащие в своем составе рассолы на основе электролитов, полимеры и ингибиторы коррозии.

Выбранную для гидрозатвора жидкость закачивают в объеме, соответствующем объему кольцевого канала 6 с запасом 0,5 м³ на уход для создания избыточного давления, после чего проверяют герметичность кольцевого канала 6 путем постепенного набора давления до величины возможной разницы между гидростатическим давлением столба закачанной в качестве гидрозатвора жидкости и пластового давления газа, которая может возникнуть из-за снижения пластового давления в процессе эксплуатации скважины или работы подземного хранилища газа.

Использование изобретения позволяет обеспечить герметичность заколонного пространства, ликвидировать межпластовый переток из продуктивного в вышележащий пласт, а также исключить потери газа в течение срока эксплуатации, что улучшает экологические условия эксплуатации скважин.

Данный способ реализуется в скважинах, в которых источником газопроявления является продуктивный пласт, а миграция происходит по заколонному пространству до вышележащего проницаемого пропластка или до устья.