способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины

Формула изобретения

1. Способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины, включающий прогрев обсадной колонны и межколонного пространства, закачку в межколонное пространство скважины герметизирующего состава и охлаждения обсадной колонны и межколонного пространства, отличающийся тем, что охлаждение обсадной колонны и межколонного пространства осуществляют перед закачкой герметизирующего состава, для чего скважину останавливают, а прогрев обсадной колонны и межколонного пространства осуществляют после закачки герметизирующего состава, для чего скважину пускают в работу, при этом в качестве герметизирующего состава используют полимерный тампонажный материал, отверждение которого происходит в температурном интервале 65 - 100^oC.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве полимерного тампонажного материала используют фенолспирт.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах, в частности для восстановления герметичности межколонных пространств при эксплуатации глубоких нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин.

Известно, что межколонные газопроявления имеют место во многих скважинах. Проявляются они либо выходом газа на устье скважины, либо в виде межколонных перетоков. Миграция пластового флюида происходит прежде всего по контактной зоне цементный камень - обсадная колонна и цементный камень - стенка скважины вследствие каналообразования в период затвердевания цементного камня и 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. и др. Ремонтно-изоляционные работы при бурении нефтяных и газовых скважин. М. : Недра, 1981; РД 39-1-843-82 "Инструкция по ремонту крепи скважин", Краснодар. ВНИИКрнефть. 1983).

Повторное цементирование под давлением представляет собой капитальный ремонт скважины, включающий сложные, дорогостоящие, протяженные по времени технологические операции, 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:

1. Нарушение целостности обсадной колонны при перфорации. Даже в случае устранения межколонного перетока скважина не может эксплуатироваться и подлежит ликвидации в связи с нарушением целостности обсадной колонны.

2. 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.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ ликвидации межколонных перетоков газа в скважинах закачкой насыщенного водного раствора минеральной соли (пат. РФ N 2017935, E 21 В 33/138).

Скважину перед закачиванием закупоривающего состава прогревают на 15-30^oC 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 в воде снижается при уменьшении температуры.

Недостатками указанного способа являются следующие:

1. Незначительная глубина проникновения состава вследствие сужения флюидопроводящих каналов при прогреве ствола скважины и температурного расширения обсадных колонн.

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

3. В случае пуска скважины в работу, т.е. при прогреве ствола скважины, происходит растворение кристаллов соли и неизбежно появление гидравлической связи между проявляющим пластом и дневной поверхностью через газопроводящие каналы.

Целью предлагаемого изобретения является повышение герметичности межколонного пространства за счет увеличения интервала заполнения каналов перетока изолирующим составом и создания в интервале газопроводящего канала долговечной непроницаемой высокопрочной композиции.

Для достижения указанной цели газовую или газоконденсатную скважину останавливают для охлаждения обсадных колонн и межколонного пространства до геостатической температуры. Затем в межколонное пространство закачивают герметизирующий состав - полимерный тампонажный материал, отверждение которого происходит в интервале 65 - 110^oC. После этого скважину пускают в работу. В качестве полимерного тампонажного материала используют фенолспирт. Фенолспирт является раствором без содержания твердой фазы и обладает высокой проникающей способностью. Фенолспирт после охлаждения обсадных колонн и межколонного пространства закачивают в межколонное пространство на значительную глубину и длительное время, так как при t^o ниже 65^oС он не отверждается и не меняет свои реологические свойства. При закачке происходит заполнение каналов герметизирующим составом на значительную глубину, что достигается благодаря расширению газопроводящих каналов, трещин, микрозазоров, образовавшихся в ходе охлаждения скважины и температурного воздействия на металл обсадных колонн, а также благодаря высокой проникающей способности и фильтруемости в пористые среды и низкой вязкости фенолспирта. Вязкость фенолспирта уменьшается с увеличением глубины проникновения.

После закачки герметизирующего состава и пуска скважины в работу ее ствол нагревается. В интервале температуры 65-110^oC фенолспирт отверждается в монолитную пластмассу, обеспечивая при этом сцепление камня со стенками скважины и колонны. Отвердевший фенолспирт непроницаем и коррозионно стоек. Стабильность структурно-механических свойств фенолспирта при высоких температурах, коррозионная стойкость в агрессивных средах позволяют сохранить герметичность межколонного пространства скважины в течение длительного времени.

Пример. Осуществление способа на модели скважины.

На фиг.1 показаны результаты наблюдений за прорывом газа в трубе в контрольном опыте, на фиг.2 - результаты наблюдений за прорывом газа в трубе после герметизации с применением способа.

Модель состояла из вертикальной насосно-компрессорной трубы диаметром 73 мм и длиной 150 см с оборудованием для создания, восприятия, записи давления и температуры и для регулируемой подачи газа снизу.

Модельную трубу заполнили контрольным цементным раствором с параметрами:

плотность - 1820 кг/м³

растекаемость - 23 см

начало схватывания - 2 ч 00 мин

конец схватывания - 4 ч 20 мин

Объем залитого цементного раствора занял по высоте трубы 100 см. Через 48 часов ожидания затвердевания цемента в нижней части трубы создали давление газом с увеличением на 0,1 МПа через каждые 30 мин и определили давление, при котором происходил прорыв газа через цементный камень. В контрольном опыте прорыв газа произошел при давлении 0,7 МПа (фиг.1). Затем при комнатной температуре 202^oC через верхнюю часть трубы в цементный камень нагнетали фенолспирт. При давлении 1 МПа произошел прорыв фенолспирта через цементный камень. Манометр в нижней части трубы мгновенно среагировал на изменение давления в верхней части трубы. При давлении в нижней и верхней частях трубы 5 МПа для насосно-компрессорных труб и цементного камня создали температуру с постепенным увеличением до 65^oC. Через 6 часов в нижней части трубы создали давление газом с увеличением на 0,1 МПа через 30 мин. При проведении опыта при давлении 6,5 МПа газопрорыва в верхнюю часть трубы не произошло (фиг. 2). Дальнейшее повышение давления могло превысить силу сцепления тампонажного камня с трубой и страгивание его, поэтому опыт был прекращен.

Полученные результаты объясняются тем, что в зацементированной трубе за счет явлений, связанных с водоотделением, усадочными деформациями цементного камня, образовался микроканал, по которому при низком давлении произошел прорыв газа. Фенолспирт благодаря низкой вязкости, высокой проникающей способности при низком давлении закачки заполняет весь интервал газопроводящего канала, отверждается под действием температуры, в результате канал закупоривается.

Использование предлагаемого способа позволит решить проблему восстановления герметичности межколонного пространства скважин, особенно при эксплуатации глубоких газовых и газоконденсатных скважин, скважин с аномально высоким пластовым давлением и с содержанием агрессивных компонентов.

Способ экологически безопасен, так как предотвращает загрязнение вышележащих пластов и выход агрессивных компонентов на дневную поверхность. Он также позволит увеличить межремонтный период работы скважины, устранить расходы на сложную и дорогостоящую операцию по ликвидации межколонных проявлений, связанную с повторным цементированием под давлением.