Межколонное давление в скважине
Территория Нефтегаз | ОСОБЕННОСТИ ОБРАЗОВАНИЯ МЕЖКОЛОННЫХ ДАВЛЕНИЙ В СКВАЖИНЕ И КОМПЛЕКС ИССЛЕДОВАНИЙ ДЛЯ ИХ ДИАГНОСТИКИ
В статье описаны проблемы межколонных давлений в скважинах нефтяных и газовых месторождений и рассмотрены основные причины их возникновения. Описаны главные пути миграции флюида в межколонное пространство и причины образования проводящих каналов в заколонном и межколонных пространствах. Проанализированы качество крепления скважины и состояние цементного камня в заколонном и межколонном пространствах. Представлен комплекс геофизических исследований для диагностирования источников межколонных давлений на разных режимах работы скважины с контролем устьевых давлений в трубном, затрубном и межколонных пространствах скважины. Описаны возможности трехкомпонентного геоакустического каротажа. Представлены используемые в аппаратуре трехкомпонентного геоакустического каротажа датчики, позволяющие фиксировать интенсивность упругих волн в скважине в разных направлениях и широком частотном диапазоне. Обозначены причины формирования упругих волн в скважине и особенности звукообразования при фильтрации потока флюида. Рассмотрены амплитудно-частотные характеристики, отмечающиеся при фильтрации потока в коллекторах разного типа и структуры. Представлен пример идентификации источника межколонных давлений на газоконденсатном месторождении методом трехкомпонентного геоакустического каротажа. Описан метод высокочувствительной термометрии и его возможности при диагностировании источников межколонных давлений. Продемонстрирована методика исследования скважин методами трехкомпонентного геоакустического каротажа и высокочувствительной термометрии на разных режимах для диагностирования источников межколонных давлений. Рассмотрены технология контроля устьевых давлений в трубном, затрубном и межколонных пространствах скважины и основные принципы изучения получаемой информации. Отмечены важность принятия решений по диагностированию источников межколонных давлений и эффективность предложенного комплекса исследований.
Ключевые слова: МЕЖКОЛОННОЕ ДАВЛЕНИЕ, МЕЖКОЛОННОЕ ПРОСТРАНСТВО, ЦЕМЕНТНЫЙ КАМЕНЬ, ТРЕХКОМПОНЕНТНЫЙ ГЕОАКУСТИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ, ГЕОАКУСТИЧЕСКИЙ СИГНАЛ.
Проблема межколонных давлений (МКД) широко распространена в скважинах нефтяных и газовых месторождений. Межколонные давления образуются в результате перемещения некоторой массы флюида из высоконапорных пластов в межколонное пространство (МКП). Высоконапорные пласты могут быть насыщены водой, газом, нефтью. Происходит непрерывное перемещение в первую очередь газа из зон с высоким давлением в зоны низкого давления.
Источниками МКД могут быть как продуктивные нефтяные и газовые пласты, так и водонасыщенные, не представляющие интереса для промышленной эксплуатации флюидонасыщенные пласты, которые обычно перекрываются обсадными колоннами.
Неуправляемые, искусственно вызванные межколонные движения флюида возникают в результате появления в недрах проводящих путей. Такими путями могут быть аварийные стволы скважин, ликвидированные во время бурения, заколонное пространство (ЗКП) скважин, тектонические нарушения, а также негерметичность в элементах конструкции скважин. Далее перемещение происходит по пустотам и образовавшимся каналам в цементном камне, заполняющем МКП. Движущая сила обусловлена перепадом давлений. Флюид движется с определенной скоростью, обычно снизу вверх, заполняя пустоты МКП и повышая в нем давление. Прорыв флюида на поверхность может привести к катастрофическим последствиям, взрывам и пожарам, нарушению нормальной эксплуатации скважин и месторождения в целом.
Заколонное и межколонное пространства (под ЗКП подразу-мевается кольцевое пространство между породой и любой спущенной обсадной колонной, под МКП – кольцевое пространство между обсадными колоннами, спущенными в скважину) часто представляют собой хороший проводящий канал для движения флюида. В ЗКП и МКП флюид может двигаться вдоль плоскости неполного контакта цемента с породой и цемента с колонной, а также через пористую среду цементного камня.
Основной причиной образования МКД, заколонных и межпластовых перетоков, осложняющих бурение и эксплуатацию скважин, является некачественное креп-ление скважин [1–5]. Состояние цементного кольца в ЗКП и МКП имеет решающее значение при образовании МКД в скважинах.
Газопроницаемость цементного камня обусловлена значительной пористостью. Объем пор в схватившемся цементе достигает 20–40 % [6]. Вместе с тем наличие пористого пространства не обусловливает проницаемости, так как для этого необходима капиллярная связь между порами, которая может образовываться вследствие высоких давлений, температуры, коррозии [2–5, 7].
Промысловая практика подтверждает, что тампонирующие вещества, применяющиеся при строительстве скважины, в современных условиях остаются проницаемыми, но расход газа при фильтрации через них в ЗКП и МКП не может быть большим.
Существование разветвленной сети поровых и проницаемых каналов в цементном камне ЗКП и МКП скважин способствует фильт-рации флюида из высоконапорных пластов и образованию МКД.
Образованию и нарастанию МКД в скважинах могут способствовать изменения в цементном камне, происходящие под воздействием механических (физических) и физико-химических процессов, протекающих при испытании скважин, разработке и эксплуатации месторождений, а также геологические особенности месторождений, наличие тектонических нарушений, аномально высокие пластовые давления.
Учитывая, что основной целью цементирования нефтяных и газовых скважин является создание сплошной и непроницаемой изолирующей среды между различными горизонтами вскрытого разреза месторождения, к причинам образования проводящих каналов в ЗКП и МКП можно отнести следующие условия: цемент отсутствует; цементный камень плохого качества; высота подъема цементного камня недостаточна; имеются негерметичности в элементах конструкций скважин (например, в муфтовых соединениях, уплотнениях устьевой обвязки). На рис. 1 приведены наиболее распространенные случаи образования МКД в практике бурения и эксплуатации скважин.
Для предупреждения появления и успешной борьбы с МКД в скважинах важно своевременно выявить начавшийся процесс миграции флюида. Необходимо вовремя определить источник МКД, направление движения потока по структуре, ЗКП и МКП.
В настоящее время не существует единой отработанной методики выявления источников МКД. На каждом месторождении по мере необходимости применяются различные приемы выявления источников МКД и борьбы с ними.
Своевременное обнаружение перетоков и источников МКД в скважине на хорошо изученных разрабатываемых месторождениях возможно при помощи гидрогеохимических исследований. Но состав флюида в МКП во время разработки и миграции к устью скважины может значительно изменяться.
Количественные изменения состава флюида могут происходить при движении его по поровому пространству среды МКП, одновременном проявлении нескольких источников, при смешивании с техническими реагентами, при взаимодействии с металлом обсадных колонн скважины, в результате дегазации во время отбора и хранения проб и т. д. Все это затрудняет определение естественного состава флюида и, как следствие, выявление источника.
КОМПЛЕКС ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
Для идентификации источников МКД разработан комплекс геофизических исследований на разных режимах работы скважины с контролем устьевых давлений в трубном, затрубном и межколонных пространствах скважины.
Комплекс геофизических исследований включает метод трехкомпонентного геоакустического каротажа (ТК ГАК) или его модификацию – спектральный трехкомпонентный каротаж микровибрации геосреды, а также высокочувствительную термометрию.
Трехкомпонентный геоакустический каротаж основан на измерении амплитудного уровня гео-акустической эмиссии в скважине [8–10]. Прибор ТК ГАК оснащен тремя высокочувствительными датчиками-акселерометрами, которые позволяют фиксировать интенсивность упругих волн в скважине в частотном диапазоне от 100 до 5000 Гц. За счет максимальной чувствительности датчиков к колебаниям, параллельным его главной оси, и слабой поперечной чувствительности конструктивное расположение датчиков в приборе ТК ГАК позволяет фиксировать интенсивность упругих волн в скважине, природа которых обусловлена процессами геодинамики и технологическими процессами, связанными с разработкой месторождений, в вертикальном и горизонтальном направлениях.
Упругие волны в скважине формируются в основном за счет движения пластовых флюидов в пористых средах (коллекторах), в ЗКП по каналам различной природы и при движении в стволе скважины. Интенсивность и спектр этих шумов зависят от упругих свойств окружающей породы, реологических свойств флюидов, конструктивных элементов скважинного оборудования, расхода флюида, абсолютного давления и градиента давления в канале, формы и размеров каналов, по которым движется флюид. Наиболее высокая интенсивность упругих волн характерна для движения свободного газа по каналам малого диаметра с переменной траекторией и при высоком градиенте давления.
Изучению вопроса звукообразования при фильтрации потока флюида посвящен целый ряд работ [11, 12]. Известно, что потоки нефти, воды и газа при прочих равных условиях имеют различные спектры шумов, причем для газа характерен высокочастотный спектр, для нефти и воды – более низкочастотный.
Независимо от состава интервалы ЗКП, по которым движется флюид, на общем виброакустическом поле выделяются повышенным уровнем шума, что безусловно используется для выделения интервалов заколонной циркуляции. Аналогичная картина наблюдается в интервалах притока флюида в ствол скважины, независимо от притока через интервал перфора-ции или через место нарушения герметичности эксплуатационной колонны.
Амплитудно-частотные характеристики фильтрационного потока прежде всего определяются структурой и типом коллектора, при этом скорость фильтрации практически не влияет на спектр шума, но отмечаются изменения уровня амплитуды шума. Как правило, в трещиновато-порис-тых коллекторах поток фильтруется через трещиноватое пространство и максимум спектра гидродинамического шума лежит в пределах первых единиц кГц. В случае когда поток фильтруется через поры и трещины одновременно, появляются шумы в области более высоких частот. Местоположение интервала фильтрационного течения определяется относительным изменением уровня звукового давления для каждой из частот.
Зафиксированные геоакустические сигналы методом ТК ГАК в трех направлениях на различных режимах позволяют сравнить их по амплитуде, частотному диапазону и представить в виде измеренных и расчетных параметров (рис. 2). На примере представлена конструкция скважин, геофизические исследования (гамма-каротаж – ГК) вскрытого разреза скважин, локатор муфт (CCL) эксплуатационной колонны, параметры ТК ГАК (Н1, Н2, Н4, Z1, Z2, Z4) и амплитуда волнового поля с горизонтальных и вертикального датчиков. Увеличение уровня сигналов на представленных параметрах ТК ГАК указывает на переток газожидкостной смеси из затрубного пространства в МКП скважины.
ВОЗМОЖНОСТИ МЕТОДА
Изучение геоакустических сигналов, зарегистрированных в трех направлениях методом ТК ГАК при различных геолого-промысловых условиях, позволяет всесторонне изучить процесс флюидодинамики, идентифицировать природу возникновения упругих волн в скважине и принимать решение об их техническом их состоянии, решать практические задачи по определению движения флюида в ЗКП, внутрипластовых и межпластовых перетоков, диагностике МКД. Данная методика является весьма эффективной при проведении временных замеров, так как вследствие интенсивной разработки и падения пластового давления изменяется качество цементного камня и интенсивность заколонных перетоков может значительно меняться.
Высокочувствительная термометрия основана на изучении теплового поля в скважине. По изменению температурного градиента можно сделать выводы о наличии циркуляции флюида от источника по ЗКП и МКП.
Температура при фильтрации газа вследствие большого расширения падает. Фильтрация жидкости отмечается увеличением температуры, так как перепад давлений расходуется на пре-одоление сил трения. Известно, что при депрессиях около 10 МПа температура нефти может увеличиваться, а газа – уменьшаться на 4–5 °C.
Методика исследований включает спуск приборов ТК ГАК и высокочувствительной термометрии в скважину и проведение исследований на разных режимах:
– фоновое исследование (исследование в заблаговременно остановленной скважине) позволяет зарегистрировать естественный амплитудный уровень геоакустической эмиссии и тепловое поле в скважине;
– динамическое исследование (при снижении МКД на устье скважины и динамическое исследование – при восстановлении давления в МКП скважины) позволяет идентифицировать источник, флюид на данных режимах исследования скважины начинает движение от источника по ЗКП и МКП скважины, что фиксируется высокочувствительной аппаратурой.
Контроль давления в МКП, затрубном и трубном пространствах на устье скважины можно проводить цифровыми регистраторами давления, которые устанавливаются до начала геофизических исследований и снимаются после их проведения. В случае изменения величины давления в соседнем межколонном, затрубном или трубном пространствах можно судить о связи двух или более пространств (рис. 3). Связь может происходить через уплотнения в устьевом оборудовании, а также через негерметичности в обсадных колоннах и элементах подземного оборудования.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Межколонные давления возникают в результате вмешательства в естественное течение физических процессов, происходящих в замкнутом резервуаре месторождения. Для каждого мес-торождения характерны индивидуальные закономерности, при этом особую опасность представляют месторождения с наличием агрессивных компонентов и аномально высокими пластовыми давлениями. Многие из таких месторождений находятся в непосредственной близости от населенных пунктов и уникальных природных зон, поэтому потенциально опасной можно считать любую величину МКД в скважинах различных назначений и категорий. Предложенное комплексное исследование скважин дает возможность своевременно обнаружить перетоки и идентифицировать источники МКД, что, в свою очередь, позволяет оперативно принять меры по их устранению, сократив риск образования чрезвычайных ситуаций и создав условия для нормальной разработки и эксплуатации месторождения.
neftegas.info
Межколонное давление - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3
Межколонное давление
Cтраница 3
В среднем 2 % газовых скважин имеют межколонные давления ( МКД), величина коюрых сосгайляе. Оснивными причинами появления МКД являются негерметичность устьевого, или забойного пакеров, движение газа из пласта по каналам в цементном камне. [31]
Время падения до нуля и время восстановления межколонного давления, а также замерные давления записывают в паспорте скважины. [32]
Потеря герметичности зацементированного заколонного пространства приводит к межколонным давлениям, преждевременному обводнению добываемой нефти или перетоку жидкости, закачиваемой в пласты для поддержания пластового давления, в пресноводные или неэксплуатируемые горизонты, что значительно осложняет и удорожает процесс эксплуатации месторождений. Восстановление герметичности крепи скважин часто связано с повторным цементированием и водоизоляцией, и поэтому данные виды работ занимают значительную долю в общем объеме ремонтно-восстановительных работ. [33]
Отмечено, что большая часть скважин с межколонными давлениями, оснащенных трубами отечественного производства с резьбовым соединением типа ОТТГ, оказались негерметичными только газа, в то время как для воды они герметичны. Этот факт установлен в процессе опрессовок обсадных колонн. [34]
Число скважин с негерметичными обсадными колоннами и избыточным межколонным давлением в каждом цехе добычи Ноябрьского региона составляет несколько десятков. Практикой эксплуатации нефтяных скважин подтверждается, что нарушение герметичности резьбовых соединений является основной причиной утечки воды, нефти и выделившегося из нефти растворенного газа в межколонное пространство. [35]
Обобщение полученных результатов исследований позволяет диагностировать источник проявления межколонных давлений и установить возможные направления проведения ремонтно-изоляшюнных работ. [36]
Данная инструкция позволяет с достаточной точностью установить причину межколонного давления, выбрать оптимальную технологию ремонта, избежать принятие ошибочных решений по их ликвидации, а следовательно, и значительных затрат и потерь добываемой продукции. [37]
Не допускается проведение ликвидационных работ в скважинах с межколонными давлениями и перетоками из пластов, содержащих токсичные и агрессивные компоненты. Межколонные давления и межпластовые перетоки, связанные с некачественным креплением скважин в интервалах залегания пластов, содержащих токсичные и агрессивные компоненты, должны быть ликвидированы до начала проведения ИЛР. Запрещается извлечение обсадных колонн из скважин, расположенных на месторождениях, содержащих токсичные и агрессивные компоненты. [38]
Особое внимание при консервации и ликвидации скважин должно уделяться межколонным давлениям и наличию в газах сероводорода. [39]
В процессе разработки газовых месторождений на устье многих скважин выявляются межколонные давления ( МКД) в межколонном пространстве ( МКП) сеноманских скважин, а также в верхнем МКП и нижнем МКП нео-комских скважин. Методами ГИС выявляются также заколонные и межпластовые перетоки газа из продуктивных отложений за обсадными колоннами из сеноманских и неокомских отложений. Все это происходит из-за невысокого качества крепления всех обсадных колонн скважин цементированием. [41]
После крепления промежуточных колонн на пробуренных по данной технологии скважинах межколонные давления отсутствуют. [42]
Наиболее распространенными проявлениями нарушений герметичности крепи скважин на АГКМ являются межколонные давления, которые наблюдаются более, чем у половины разведочных и эксплуатационных скважин. [43]
При строительстве скважин на Заполярном месторождении для выявления причин п
www.ngpedia.ru
Межколонное давление - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Межколонное давление
Cтраница 1
Межколонные давления больше 0 5 МПа проявилось только в одной скважине из 21, где эксплуатационная колонна импортная. [1]
Межколонные давления, связанные с мощной толщей вскрываемых солей и наличием в подошвенной части пластов, содержащих рапу с аномально высоким пластовым давлением. [2]
Межколонные давления, связанные с наличием во вскрываемом разрезе Филипповского горизонта, содержащего нефть под большим давлением. [3]
Межколонные давления, связанные с продуктивным горизонтом-карбоном, содержащим газ и конденсат. Перетоки происходят по причине плохого качества цементирования. Применение затрубных пакеров на 6 из 8 скважин не дало ожидаемого результата. Можно предположить, что имеется сообщение продуктивного пласта с устьем скважины по межколонному пространству, т.к. составы газов из межколонного пространства, газа сепарации и смешанных потоков пластовой смеси со скважин на УППГ-1 и УППГ-2 близки между собой. По этим скважинам не исключена возможность увеличения каналов, возрастания дебита и, в конечном случае, появления кислых компонентов ( h3S и С02) на устье скважины со всеми вытекающими последствиями. [4]
Межколонные давления и межпластовые перетоки, связанные с некачественным креплением скважин в интервалах залегания пластов, содержащих токсичные и агрессивные компоненты, должны быть ликвидированы до начала проведения изоляционно-ликвидационных работ. [5]
Ликвидация межколонного давления двухкомпонентными неорганическими полимерами ( силиконовый гель) будет проведена во втором полугодии 2006 г. на скв. [6]
Наличие межколонного давления объясняется нарушением контакта цемента с обсадными трубами вследствие усадочных деформаций, возникающих при твердении традиционно применяемых тампонажных материалов, а также каналообразованием в цементе в результате миграции жидкости затворения в осевом ( к устью) и радиальном ( к фронту промерзания) направлении. [7]
Наличие межколонных давлений ( МКД) в газовых скважинах большинства месторождений накладывает на газодобывающие предприятия необходимость своевременного проведения мероприятий по их ликвидации. [8]
При наличии межколонных давлений и межпластовых перетоков в скважине должны быть проведены ремонтно-восстановительные работы по отдельным планам до начала проведения изоляционно-ликвидационных работ. [9]
Многие скважины имели межколонное давление от 1 до 34 кгс / см2 и в некоторых из них наблюдались перетоки газа. [10]
Основной причиной появления межколонных давлений на устье и заколонных перетоков газа в газовых скважинах является негерметичное полностью зацементированное заколонное пространство скважины, в котором не обеспечено необходимое противодавление на газоносный пласт, которое может быть только гидростатическим. [11]
Ликвидация скважин с межколонным давлением, заколонными перетоками, грифонами допускается только после их устранения по согласованному с территориальным органом Госгортехнадзора России плану ( пп. [12]
По скважине с межколонным давлением, а также по двум ближайшим скважинам, используемым в качестве эталонных, с периодичностью не реже 1 раза в полгода необходимо замерять восстановленное пластовое давление, приведенное к одной отметке. При этом разница в приведенных пластовых давлениях по скважинам не должна превышать погрешности манометра. [13]
Ликвидация скважин с межколонным давлением, заколонными перетоками и грифонами допускается только после их устранения. [14]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
С | Ликвидация межколонных давлений
Ликвидация межколонных давлений (МКД)
При бурении, ремонте и в процессе эксплуатации скважин достаточно часто в межколонных пространствах (МКП) из-за некачественного крепления скважин или не герметичности колонн, температурных колебаний и т.д. возникают межколонные перетоки и как следствие — межколонные давления (МКД).
Данные перетоки очень опасны, поскольку флюиды могут не только образовать техногенную залежь, но и прорываться на земную поверхность. Подобные факты чреваты возникновением грифонов, которые ставят под угрозу жизнедеятельность на больших земельных площадях и в конечном итоге могут привести к трагическим последствиям.
В настоящее время единственным методом, способным с высочайшей точностью и достоверностью определить перетоки пластовых смесей различной интенсивности является метод трехкомпонентного геоакустического каротажа (ТК ГАК).
Для решения задачи по ликвидации межколонного давления ООО ПКФ «Недра-С» предлагает опробованные и хорошо зарекомендовавшиеся себя технологии закачки на устье специальных герметизирующих составов совместно с обработкой межколонного пространства генератором силовых волн УГСВ:
| Кольматирующий состав и его использование | Гравитационный состав и его использование |
|---|---|
| Метод основан на закачке специального герметизирующего состава на основе не синтетических масел в межколонные пространства с подъемом цементного камня до устья. Закачка происходит по принципу нагнетания под давлением состава в МКП через шиберную задвижку межколонного отвода в цементный камень | Метод основан на закачке в межколонное пространство специальных составов на углеводородной основе (ВСН, WARP и т.д.) и гравита-ционном замещении межколонного флюида. Используется при ликвидации МКД с недоподъемом цемента до устья. |
Для определения источника МКД, контроля за динамикой изменения фильтрации флюида по межколонному пространству в процессе изоляционных работ и определения качества герметизации после закачки специальных составов проводятся геофизические исследования методом ТК ГАК.
www.nedras.ru
Межколонное давление - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2
Межколонное давление
Cтраница 2
В этой скважине наблюдаются межколонные давления превышающие 10 МПа. По данным шумометрии и термометрии выявлены заколонное движение газа из сеноманских продуктивных отложений в интервалах от 1 324 м вверх устью скважины. По данным нейтронного гамма коротажа ( НГК), выявлена загазованность заколонного пространства скважины в интервале 93 - 982 м и связанные с ней вторичные газонакопления. [16]
Через один год эксплуатации межколонные давления более 0 5 МПа зарегистрированы в 7 скважинах из 11 введенных в работу. [18]
В 4 скважинах УКПГ-2С межколонные давления превышают 10 МПа. В одной скважине колонна имеет комбинированную компоновку, а в трех скважинах обсадная колонна скомпонована из труб отечественного производства. [19]
В последующем предполагается изменять межколонные давления, вибрацию устьевого оборудования и колонны фонтанных труб, наличие и характер жидкости, выносимой вместе с газом. [20]
Для изучения механизма образования межколонных давлений и разработки специальных цементов была разработана и изготовлена специальная экспериментальная установка, моделирующая условия работы тампонажного камня в межколонном пространстве скважины. На ней было проведено несколько серий экспериментов с различными видами цемента и добавок. [21]
Результатом негерметичности крепи скважин являются межколонные давления, перетоки между пластами, приводящие к обводнению скважин, перетоки между пластами и дневной поверхностью, часто сопровождаемые возникновением грифонов. [22]
Помимо основных параметров полезно измерять межколонные давления и их изменение в зависимости от процесса, проходящего в скважине. Такие исследования позволяют изучить межколонные перетоки газа, герметичность скважины и возможность перетока газа в вышележащие пласты. Весь процесс исследования скважин должен фиксироваться во времени. [23]
Контроль над газопроявлениями и замеры межколонных давлений в скважинах проводятся по окончании их бурением и строительством при освоении. Проводятся эти исследования и при вводе скважин в эксплуатацию, а также систематически каждый месяц в процессе эксплуатации. [24]
В случае, если значение межколонного давления больше 4 МПа, в качестве тампонирующих материалов допускается использование отверждающихся составов. [25]
Проблема ликвидации межпластовых перетоков и межколонных давлений стоит чрезвычайно остро практически на всех месторождениях. [26]
В процессе эксплуатации скважины за межколонным давлением необходимо установить регулярное наблюдение. [27]
На рис. 2.14 приведена схема возникновения межколонных давлений и перетоков газа за колонной в скв. В этих скважинах межколонные давления составляют 2 5 и 1 5 МПа соответственно. [29]
В этом лучае возможен контроль не только межколонного давления, но и герм. [30]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Способ устранения заколонных перетоков и межколонных давлений в нефтяных и газовых скважинах
Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве нефтяных и газовых скважин.
Известен способ устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, в котором заколонное пространство скважин герметизируют расширением уплотнительных элементов одного либо нескольких пакеров нагнетанием под давлением жидкости из обсадной колонны (см. А.А. Гайворонский, А.А. Цыбин. Крепление скважин и разобщение пластов. - М.: Недра, 1981. - 367 с.).
Недостатками этого способа являются большая сложность размещения пакеров в нужном месте заколонного пространства и высокая стоимость реализации процесса герметизации заколонного и межколонного пространств.
Наиболее близким аналогом к предлагаемому изобретению может быть принят способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин, а также последующих межколонных газопроявлений и грифонов газа на их устье по патенту РФ №2235858, кл. Е21В 33/14, заявл. 29.10.2002, опубл. 27.04.2004 г.
Сущность данного способа заключается в том, что крепление обсадных колонн осуществляется цементированием с подъемом цементного раствора нормальной плотности на высоту до 50 м от кровли газового пласта для жесткого закрепления низа колонны в интервале продуктивного пласта, а выше цементного кольца заколонное пространство скважины заполняют стабильным глинистым раствором до устья скважины с удельным весом, создающим гидростатическое давление над цементным кольцом выше пластового и не теряющим свойств создавать и удерживать гидростатическое давление выше давления газа в продуктивном пласте и в проницаемых вышележащих пропластах за весь период эксплуатации скважины, при этом глинистый раствор готовят на буровой перед закачкой его в скважину на основе отработанного глинистого раствора со шламом с добавкой к нему порошкообразного полиакриламида в количестве 0,5÷4% для перевода глинистого раствора в вязкоупругое состояние на весь период эксплуатации скважины в условиях Заполярья, интервал скважины в многолетнемерзлых породах заполняют незамерзающим раствором с устья скважины с последующим контролем в заколонном пространстве уровня незамерзающего раствора, при снижении которого производят подкачку незамерзающего раствора соответствующей плотности для обеспечения гидростатического давления в заколонном пространстве выше пластового над цементным кольцом.
Недостатками известного способа предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин, а также последующих межколонных газопроявлений и грифонов газа на их устья являются низкая надежность герметизации продуктивного пласта цементным раствором нормальной плотности, образующим при твердении усадочный камень с величиной усадки 5÷7% и более, большая сложность и трудоемкость проведения работ.
Целью предлагаемого изобретения является снижение трудоемкости проведения работ и гарантированное устранение заколонных перетоков и межколонных давлений в период ожидания затвердения цемента и последующего гидратационного твердения тампонажного камня, что способствует повышению качества цементирования обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах.
Поставленная цель достигается тем, что в способе устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающем приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м3 и не ниже 1800 кг/м3, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900÷1000°С с удельной поверхностью 300÷400 м2/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс. %:
|
жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63÷0,65 м3/т и 0,40÷0,50 м3/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не выше 1650 кг/м3, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не ниже 1800 кг/м3, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения и интенсивности перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°С в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.
Заявляемый способ устранения заколонных перетоков и межколонных давлений осуществляется следующим образом.
Приготавливается седиментационно-устойчивый мелкодисперсно-аэрированный облегченный тампонажный раствор с плотностью не выше 1650 кг/м3 при водосмесевом отношении 0,63÷0,65 м3/т.
Компонентный состав седиментационно-устойчивого мелкодисперсно-аэрированного облегченного тампонажного раствора следующий, масс. %:
|
Технологические свойства седиментационно-устойчивых мелкодисперсно-аэрированных облегченных тампонажных растворов приведены в табл. 1.
Затем приготавливается седиментационно-устойчивый аэрированный тампонажный раствор с нормальной плотностью не ниже 1800 кг/м3 при водосмесевом отношении 0,40-0,50 м3/т.
Компонентные составы седиментационно-устойчивых аэрированных тампонажных растворов нормальной плотности следующие, масс. %:
|
Технологические свойства седиментационно-устойчивых мелкодисперсно-аэрированных тампонажных растворов нормальной плотности представлены в табл. 2.
Затем осуществляют их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°С в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.
Регулирование плотностей приготавливаемых тампонажных растворов осуществляют путем изменения водосмесевого отношения и интенсивности их перемешивания.
В качестве жидкости затворения при приготовлении аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используются вода пресная и вода слабоминерализованная с разной дозировкой электролита CaCl2
По окончании приготовления всего необходимого объема аэрированного тампонажного раствора нормальной плотности и нагнетания его в обсадную колонну приступают к продавке аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов в заколонное и межколонное пространства цементируемой обсадной колонны с использованием продавочной жидкости, нагретой до 50-60°С в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.
Продавку проводят до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства.
Седиментационно-устойчивые аэрированные облегченный и нормальной плотности тампонажные растворы в процессе гидратационного твердения при давлении 0,1 МПа образуют расширяющиеся тампонажные камни с большой величиной расширения (см. табл. 1 и 2).
В условиях действия повышенной температуры и пластового (порового) давления, в период ожидания затвердения цемента, сроки схватывания тампонажных растворов значительно сокращаются, а объемное расширение образующихся тампонажных камней в ограниченном заколонном и межколонном пространствах понижается. При этом плотности и прочности тампонажных камней повышаются, а газоводопроницаемости их, при напряженном контакте со всеми породами заколонного, в том числе с проницаемыми, и обсадными трубами межколонного пространства, устраняются, а тем самым гарантированно устраняются заколонные перетоки и межколонные давления.
Аэрированные облегченный и нормальной плотности тампонажные камни в заколонном и межколонном пространствах скважин обладают морозостойкостью, трещиностойкостью и повышенной деформативной способностью, а при вызове притока флюида из продуктивного пласта способны сохранять напряженный контакт со всеми породами и обсадной колонной, повышая тем самым качество цементирования нефтяных и газовых скважин.
.
Способ устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающий приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, отличающийся тем, что в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м и не ниже 1800 кг/м, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900-1000°С с удельной поверхностью 300-400 м/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс. %: жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63-0,65 м/т и 0,40-0,50 м/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не выше 1650 кг/м, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не ниже 1800 кг/м, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения и интенсивности перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50-60°С в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.edrid.ru
Способ устранения заколонных перетоков и межколонных давлений в нефтяных и газовых скважинах
Настоящее изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве нефтяных и газовых скважин. В способе устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающем приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м3 и не ниже 1800 кг/м3, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900÷1000°C с удельной поверхностью 300÷400 м2/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс.%: бездобавочный портландцемент 85-75, каолиновая глина 10-18, сульфат алюминия 4,7-6,1, борная кислота 0,2-0,5, воздухововлекающая добавка Аэропласт 0,1-0,4, жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63÷0,65 м3/т и 0,40÷0,50 м3/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не более 1650 кг/м3, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не более 1950 кг/м3, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения, интенсивностью и продолжительностью перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°C в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин. Технический результат - повышение качества цементирования. 2 табл.
Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве нефтяных и газовых скважин.
Известен способ устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, в котором заколонное пространство скважин герметизируют расширением уплотнительных элементов одного либо нескольких пакеров нагнетанием под давлением жидкости из обсадной колонны (см. А.А. Гайворонский, А.А. Цыбин. Крепление скважин и разобщение пластов. - М.: Недра, 1981. - 367 с.).
Недостатками этого способа являются большая сложность размещения пакеров в нужном месте заколонного пространства и высокая стоимость реализации процесса герметизации заколонного и межколонного пространств.
Наиболее близким аналогом к предлагаемому изобретению может быть принят способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин, а также последующих межколонных газопроявлений и грифонов газа на их устье по патенту РФ №2235858, кл. Е21В 33/14, заявл. 29.10.2002, опубл. 27.04.2004 г.
Сущность данного способа заключается в том, что крепление обсадных колонн осуществляется цементированием с подъемом цементного раствора нормальной плотности на высоту до 50 м от кровли газового пласта для жесткого закрепления низа колонны в интервале продуктивного пласта, а выше цементного кольца заколонное пространство скважины заполняют стабильным глинистым раствором до устья скважины с удельным весом, создающим гидростатическое давление над цементным кольцом выше пластового и не теряющим свойств создавать и удерживать гидростатическое давление выше давления газа в продуктивном пласте и в проницаемых вышележащих пропластах за весь период эксплуатации скважины, при этом глинистый раствор готовят на буровой перед закачкой его в скважину на основе отработанного глинистого раствора со шламом с добавкой к нему порошкообразного полиакриламида в количестве 0,5÷4% для перевода глинистого раствора в вязкоупругое состояние на весь период эксплуатации скважины в условиях Заполярья, интервал скважины в многолетнемерзлых породах заполняют незамерзающим раствором с устья скважины с последующим контролем в заколонном пространстве уровня незамерзающего раствора, при снижении которого производят подкачку незамерзающего раствора соответствующей плотности для обеспечения гидростатического давления в заколонном пространстве выше пластового над цементным кольцом.
Недостатками известного способа предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин, а также последующих межколонных газопроявлений и грифонов газа на их устья являются низкая надежность герметизации продуктивного пласта цементным раствором нормальной плотности, образующим при твердении усадочный камень с величиной усадки 5÷7% и более, большая сложность и трудоемкость проведения работ.
Целью предлагаемого изобретения является снижение трудоемкости проведения работ и гарантированное устранение заколонных перетоков и межколонных давлений в период ожидания затвердения цемента и последующего гидратационного твердения тампонажного камня, что способствует повышению качества цементирования обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах.
Поставленная цель достигается тем, что в способе устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающем приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м3 и не ниже 1800 кг/м3, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900÷1000°С с удельной поверхностью 300÷400 м2/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс. %:
| бездобавочный портландцемент | 85-75 |
| каолиновая глина | 10-18 |
| сульфат алюминия | 4,7-6,1 |
| борная кислота | 0,2-0,5 |
| воздухововлекающая добавка Аэропласт | 0,1-0,4 |
жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63÷0,65 м3/т и 0,40÷0,50 м3/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не выше 1650 кг/м3, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не ниже 1800 кг/м3, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения и интенсивности перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°С в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.
Заявляемый способ устранения заколонных перетоков и межколонных давлений осуществляется следующим образом.
Приготавливается седиментационно-устойчивый мелкодисперсно-аэрированный облегченный тампонажный раствор с плотностью не выше 1650 кг/м3 при водосмесевом отношении 0,63÷0,65 м3/т.
Компонентный состав седиментационно-устойчивого мелкодисперсно-аэрированного облегченного тампонажного раствора следующий, масс. %:
| бездобавочный портландцемент | 75 |
| каолиновая глина | 18 |
| сульфат алюминия ГОСТ 12966-85 | 6,1 |
| борная кислота ГОСТ 18704-78 | 0,5 |
| воздухововлекающая добавка Аэропласт - смесь олигомерных | |
| модифицированных полиметиленнафталинсульфонатов, | |
| ТУ 5745-030-58042865-2008 | 0,4 |
Технологические свойства седиментационно-устойчивых мелкодисперсно-аэрированных облегченных тампонажных растворов приведены в табл. 1.
Затем приготавливается седиментационно-устойчивый аэрированный тампонажный раствор с нормальной плотностью не ниже 1800 кг/м3 при водосмесевом отношении 0,40-0,50 м3/т.
Компонентные составы седиментационно-устойчивых аэрированных тампонажных растворов нормальной плотности следующие, масс. %:
| бездобавочный портландцемент | 75 | 85 |
| каолиновая глина | 18 | 10 |
| сульфат алюминия ГОСТ 12966-85 | 6,1 | 4,7 |
| борная кислота ГОСТ 18704-78 | 0,5 | 0,2 |
| воздухововлекающая добавка Аэропласт - смесь олигомерных | ||
| модифицированных полиметиленнафталинсульфонатов, | ||
| ТУ 5745-030-58042865-2008 | 0,4 | 0,1 |
Технологические свойства седиментационно-устойчивых мелкодисперсно-аэрированных тампонажных растворов нормальной плотности представлены в табл. 2.
Затем осуществляют их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°С в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.
Регулирование плотностей приготавливаемых тампонажных растворов осуществляют путем изменения водосмесевого отношения и интенсивности их перемешивания.
В качестве жидкости затворения при приготовлении аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используются вода пресная и вода слабоминерализованная с разной дозировкой электролита CaCl2
По окончании приготовления всего необходимого объема аэрированного тампонажного раствора нормальной плотности и нагнетания его в обсадную колонну приступают к продавке аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов в заколонное и межколонное пространства цементируемой обсадной колонны с использованием продавочной жидкости, нагретой до 50-60°С в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.
Продавку проводят до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства.
Седиментационно-устойчивые аэрированные облегченный и нормальной плотности тампонажные растворы в процессе гидратационного твердения при давлении 0,1 МПа образуют расширяющиеся тампонажные камни с большой величиной расширения (см. табл. 1 и 2).
В условиях действия повышенной температуры и пластового (порового) давления, в период ожидания затвердения цемента, сроки схватывания тампонажных растворов значительно сокращаются, а объемное расширение образующихся тампонажных камней в ограниченном заколонном и межколонном пространствах понижается. При этом плотности и прочности тампонажных камней повышаются, а газоводопроницаемости их, при напряженном контакте со всеми породами заколонного, в том числе с проницаемыми, и обсадными трубами межколонного пространства, устраняются, а тем самым гарантированно устраняются заколонные перетоки и межколонные давления.
Аэрированные облегченный и нормальной плотности тампонажные камни в заколонном и межколонном пространствах скважин обладают морозостойкостью, трещиностойкостью и повышенной деформативной способностью, а при вызове притока флюида из продуктивного пласта способны сохранять напряженный контакт со всеми породами и обсадной колонной, повышая тем самым качество цементирования нефтяных и газовых скважин.
.
Способ устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающий приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, отличающийся тем, что в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м3 и не ниже 1800 кг/м3, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900-1000°С с удельной поверхностью 300-400 м2/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс. %:
| бездобавочный портландцемент | 85-75 |
| каолиновая глина | 10-18 |
| сульфат алюминия | 4,7-6,1 |
| борная кислота | 0,2-0,5 |
| воздухововлекающая добавка Аэропласт | 0,1-0,4 |
жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63-0,65 м3/т и 0,40-0,50 м3/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не выше 1650 кг/м3, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не ниже 1800 кг/м3, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения и интенсивности перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50-60°С в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.
findpatent.ru
способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины - патент РФ 2153571
Использование: в нефтегазовой промышленности при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах, в частности для восстановления герметичности межколонных пространств при эксплуатации глубоких нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Обеспечивает повышение герметичности межколонного пространства за счет увеличения интервала заполнения каналов перетока изолирующим составом и создания канала долговечной непроницаемой композиции. Сущность изобретения: прогревают обсадную колонну и межколонное пространство. Закачивают в межколонное пространство герметизирующий состав. Охлаждают колонну и межколонное пространство. Охлаждение колонны и межколонного пространства осуществляют перед закачкой герметизирующего состава. Для этого скважину останавливают. Прогрев колонного и межколонного пространства осуществляют после закачки герметизирующего состава. Для этого скважину пускают в работу. В качестве герметизирующего состава используют полимерный тампонажный материал с отверждением в температурном интервале 65 - 100oС. 1 з.п. ф-лы, 2 ил. 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 15-30oC 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 - 110oC. 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 to ниже 65oС 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 65-110oC 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 202oC 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 65oC. 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.
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 - 100oC. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве полимерного тампонажного материала используют фенолспирт.www.freepatent.ru
Способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления герметичности межколонных пространства при эксплуатации глубоких нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. В способе восстановления герметичности межколонного пространства скважины, включающем закачку в межколонное пространство скважины рабочей жидкости, охлаждение ствола скважины, в качестве рабочей жидкости закачивают жидкость-комплексообразователь - раствор карбамида в метаноле, а перед охлаждением ствола скважины производят стравливание газа из межколонного пространства до появления нефти в межколонном выводе. Техническим результатом является решение проблемы восстановления герметичности межколонного пространства скважины.
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 нефтегазопроявления имеют место во многих скважинах. Газ и нефть либо выходят на устье скважины, либо появляются в виде межколонных перетоков. Миграция пластового флюида происходит 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 (МКП) 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, ВНИИКр-нефть, 1983).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 эффективность работ по восстановлению герметичности межколонных пространств в связи с этим отсутствует.Наиболее близким из аналогов является способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины, включающий закачку в межколонное пространство скважины рабочей жидкости, охлаждение ствола скважины (пат. РФ №2010935 С1,15.08.1994).Техническим результатом является решение проблемы восстановления герметичности межколонного пространства скважины.Недостатками указанного способа являются следующие.1. Незначительная глубина проникновения рабочей жидкости в флюидопроводящие каналы межколонного пространства вследствие сужения флюидопроводящих каналов при прогреве ствола скважины и значительного температурного расширения обсадных колонн.2. Водный раствор соли или кристаллы соли не являются герметизирующим материалом и не способны образовать в флюидопроводящем канале нефтегазонепроницаемую композицию.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.Задачей предлагаемого изобретения является восстановление герметичности межколонного пространства за счет увеличения интервала заполнения каналов перетока изолирующим составом и создания в интервале нефтегазопроводящего канала долговечной непроницаемой композиции.Для решения поставленной задачи в способе восстановления герметичности межколонного пространства скважины, включающем закачку в межколонное пространство скважины рабочей жидкости, охлаждение ствола скважины, в качестве рабочей жидкости закачивают жидкость-комплексообразователь - раствор карбамида в метаноле, а перед охлаждением ствола скважины производят стравливание газа из межколонного пространства до появления нефти в межколонном выводе.Техническим результатом является решение проблемы восстановления герметичности межколонного пространства скважины. В межколонное пространство нефтяной, газовой или газоконденсатной скважины закачивают рабочую жидкость, в качестве которой используют комплексообразователь. При этом происходит заполнение каналов межколонного пространства рабочей жидкостью на значительную глубину в пористые среды, что достигается благодаря высокой проникающей способности, фильтруемости и низкой вязкости, например, истинного раствора карбамида в метаноле. Кроме того, в ходе закачки происходит гравитационное замещение межколонного флюида (нефти) рабочей жидкостью, т.к. плотность рабочей жидкости выше плотности нефти. В ходе замещения, когда закачиваемая рабочая жидкость движется вниз, а нефть к устью скважины, происходит химическая обработка нефти рабочей жидкостью без образования комплексов. Далее производят стравливание газа из межколонного пространства до появления нефти в межколонном выводе, что способствует заполнению всего интервала нефтегазопроводящего канала нефтью, обработанной карбамидом.Затем скважину охлаждают. При температуре 35-40С и ниже начинается процесс депарафинизации нефти и образование твердых парафино-карбамидных комплексов. Под действием пластовой энергии комплексы закупоривают миграционные каналы МКП и предотвращают дальнейшее продвижение пластового флюида. Стабильность при высоких температурах, коррозионная стойкость в агрессивных средах, наличие неорганических включений позволяют сохранить герметичность МКП при дальнейшей эксплуатации скважины.Лабораторные исследования, проведенные с различными нефтями, показали, что карбамидная обработка нефти при снижении температуры способствует образованию кристаллических комплексов с углеводородными компонентами высококипящей части нефтей, в основном с парафинами (н.-алканами). В связи с этим изменяются условия равновесия в системе, вызывая потерю растворимости парафина в нефти. При этом одиночные игольчатые кристаллы парафинокарбамидных комплексов группируются вокруг более крупных частиц, образуя устойчивые твердые агломераты. В основном такими ядрообразующими материалами являются асфальтены, смолы, а также продукты коррозии (кристаллы солей, оксиды и т.д.), мелкие частицы цемента, пласта.Кроме того, процесс комплексообразования ускоряет метанол. Метанол препятствует адсорбции ингибиторов реакции комплексообразования (цикланов и ароматических углеводородов) на кристаллах карбамида. Объем образовавшихся комплексов составляет не менее 40% от объема сырой нефти. Для увеличения интервала заполнения нефтегазопроводящего канала непроницаемой композицией после закачки рабочей жидкости производится длительное стравливание флюида из межколонного пространства. Как показывает опыт работ с межколонными проявлениями, в канале межколонного пространства происходит фильтрация флюида при значительной роли адсорбционно-хроматографических явлений, т.е. при длительном стравливании с межколонного пространства поступают сначала легкие компоненты (газ, легкие нефтяные фракции), а затем тяжелые - высококипящие нефтяные фракции, обогащенные высокомолекулярными соединениями (парафины, асфальтены, смолы).На глубоких скважинах выпадение парафинов и образование комплексов в каналах межколонного пространства затруднено тем, что температура в стволе скважины превышает температуру плавления парафинов. Условие для выпадения из нефти парафинов и других высококипящих фракций создается при охлаждении ствола скважины путем промывки ствола скважины технической водой. При этом процесс депарафинизации нефти начинается сразу после снижения температуры до оптимальной. Происходит он очень быстро (в течение двух - четырех часов), а образование устойчивых комплексов - в течение не более 24 часов. Проведенные исследования также показали, что разложение полученных комплексов при повышении температуры до 100С не происходит, выделенные комплексы не разлагаются в интервале температур, характерных разрезу глубоких скважин.Пример. Была восстановлена герметичность скважины №69 Астраханского газоконденсатного месторождения, имеющая следующие конструктивные параметры.Кондуктор 426 мм-398 м; 1 техническая колонна 324 мм-2007 м; 2 техническая колонна 244,5 мм-2753 м; эксплуатационная колонна 177,8 мм-3923 м. Давление в межколонном пространстве составляет 26 МПа, флюид - углеводородный газ нефтяного типа. Источником межколонного давления является аномально высокое пластовое давление нефтегазонасыщенного пласта на глубине 3200 м. Стравливания флюида из межколонного пространства, а также капитальный ремонт скважины по восстановлению герметичности межколонного пространства положительного результата не дали.Произвели восстановление герметичности межколонного пространства, для чего в мерной емкости насосной установки приготовили рабочую жидкость - раствор карбамида в метаноле. Присоединили насосную установку к межколонному пространству скважины и произвели закачку рабочей жидкости. Закачку произвели до заполнения каналов межколонного пространства рабочей жидкостью. Провели длительное стравливание газа из межколонного пространства до появления нефти в межколонном выводе. Обвязали затрубное пространство агрегатом (например, Т-1200), и через затрубное пространство провели охлаждение скважины промывкой водой с максимальной производительностью насоса. Промывку скважины вели при открытом межколонном пространстве в течение 8-12 часов. Закрыли межколонное пространство. Проведенными исследованиями доказано, что каналы в межколонном пространстве были закупорены на всем интервале охлаждения ствола скважины, т.к. давление в межколонном пространстве снизилось до нуля и в течение 6 месяцев после проведения работ не повышалось.Техническим результатом предлагаемого способа является решение проблемы восстановления герметичности межколонного пространства скважин, особенно при эксплуатации глубоких нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, скважин с аномально высоким пластовым давлением и с содержанием агрессивных компонентов. Способ предотвращает загрязнение вышележащих пластов и выход токсичных компонентов на дневную поверхность. Он также позволяет увеличить межремонтный период работы скважины, устранить расходы на сложную и дорогостоящую операцию по ликвидации межколонных проявлений, связанную с повторным цементированием под давлением.Формула изобретения
Способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины, включающий закачку в межколонное пространство скважины рабочей жидкости, охлаждение ствола скважины, отличающийся тем, что в качестве рабочей жидкости закачивают жидкость-комплексообразователь - раствор карбамида в метаноле, а перед охлаждением ствола скважины производят стравливание газа из межколонного пространства до появления нефти в межколонном выводе.findpatent.ru
