Способ герметизации трубного и заколонного пространства Российский патент 2004 года по МПК E21B33/13 

Изобретение относится к области нефтегазодобычи и может быть использовано для герметизации трубного и заколонного пространства, особенно в скважинах с аномально высоким давлением.

Одной из основных причин возникновения избыточного давления в межколонном пространстве и самой скважине является негерметичность цементного камня, например, в результате использования тампонажного материала в виде цемента на глинистом растворе, что не обеспечивает сцепления тампонажного материала с колонной и породой, многократные опрессовки эксплуатационной колонны, цементных мостов, резкое стравливание избыточного давления, приводящее к разрушению цементного кольца, образованию в нем трещин и “отлипанию” цемента от породы и колонны.

Известен способ герметизации трубного и заколонного пространства (Амиров А.Д., Овиатанов С.Т., Яшин А.С. “Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин”, М., Недра, 1975, с. 192-256). Известный способ герметизации трубного и заколонного пространства включает в себя глушение скважины технологической жидкостью, перфорирование колонны, закачку тампонажного раствора и продавочной жидкости, вытеснение избытка тампонажного раствора из скважины, оставление скважины на период ожидания затвердевания тампонажного раствора.

Однако известный способ имеет ряд недостатков, которые не позволяют осуществить необходимую герметизацию трубного и заколонного пространства.

На месторождениях с аномально высоким пластовым давлением герметизация осуществляется при помощи тампонажного раствора в виде цемента на утяжеленном глинистом растворе. При этом призабойная зона пласта насыщается утяжеленным буровым раствором, из которого происходит осаждение утяжелителей (барита, гематита и др.), что приводит к закупорке пор и фильтрационных каналов. При этом резко снижаются фильтрационно-емкостные характеристики призабойной зоны пласта коллектора вплоть до полного отсутствия приемистости, в силу чего закачиваемый цементный раствор удельного веса 1,60 - 1,70 г/см³ не попадает в призабойную зону пласта, а схватывается в эксплуатационной колонне. Помимо прочего, глинистая корка препятствует хорошему сцеплению цемента с породой и с внутренней и внешней поверхностями колонны. Поэтому такая герметизация дает кратковременный эффект (10 - 15 суток), так как при наличии депрессии на пласт во время эксплуатации скважины глинисто-цементная смесь быстро разрушается и пластовые флюиды вновь поступают на забой. Это обусловлено еще и тем, что существующие марки тампонажных цементов не обладают достаточной степенью помола и это не позволяет им глубоко проникать в проницаемые пласты, тем более в пласты с ухудшенной проницаемостью. То есть диаметр зерен больше размера пор пласта.

Кроме того, в известном способе перфорация колонны осуществляется напротив проницаемой части пласта. Это приводит к тому, что через некоторое время после проведения работ пластовые флюиды, имеющие избыточное давление, обтекают место герметизации тампонажным раствором по проницаемым каналам в пласте и прорываются к устью скважины.

Технической задачей предлагаемого изобретения является предотвращение фильтрации флюидов в трубном и заколонном пространствах при расширении технологических возможностей способа.

Поставленная техническая задача решается за счет того, что в способе герметизации трубного и заколонного пространств, включающем глушение скважины технологической жидкостью, перфорирование колонны, закачку тампонажного раствора и продавочной жидкости, вытеснение избытка тампонажного раствора из скважины, оставление скважины на период ожидания затвердевания тампонажного раствора, технологическую жидкость вытесняют технической водой при избыточном давлении на пласт, затем осуществляют перфорирование колонны в верхней части проницаемого горизонта и подошвы вышележащей непроницаемой перемычки, продувку скважины на факел при максимальной депрессии и промывку технической водой при избыточном давлении по отношению к давлению в пласте, закачку водорастворимого полимера, коагулирующего и твердеющего при контакте с пластовыми водами, содержащими ионы поливалентных металлов, закачку и продавливание тампонажного раствора в пласт, трубное и заколонное пространства при сохранении избыточного давления, причем в качестве тампонажного раствора используют смесь цемента с реологической и упрочняющей добавкой типа “Микродур” с особо тонкодисперсной минеральной вяжущей.

Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что для предотвращения фильтрации флюидов в трубном и заколонном пространствах за счет способа их герметизации в качестве тампонажного раствора используется смесь цемента с особо тонкодисперсной минеральной вяжущей добавкой типа “Микродур” в виде водной суспензии для укрепления и уплотнения места герметизации тампонажным раствором.

“Микродур” - это особо тонкодисперсное минеральное вяжущее вещество с гарантированно плавным изменением гранулометрического состава. “Микродур” производится посредством воздушной сепарации пыли при помоле цементного клинкера. Технология изготовления ОТДВ “Микродур” разработана и освоена специалистами фирмы “INTRA-BAVGmbH” совместно со специалистами концерна “Dyckerhoff AC” (г. Висбаден, Германия) и защищена Европейским патентом.

Благодаря малому размеру (диаметр зерен 6-24 мкм) частиц и плавно подобранному гранулометрическому составу суспензия “Микродур” обладает текучестью, сравнимой с текучестью воды, даже при минимальном В/Ц. Время истечения (условная вязкость) суспензии в возрасте до 3 часов колеблется от 28 до 30 с.

Проникающая способность суспензии “Микродур” сопоставима с бездисперсными вяжущими. Суспензия “Микродур” проникает в лессовые грунты, плотный бетон с радиусом распространения, аналогичным бездисперсным веществом.

“Микродур” является порошком со специально подобранным минеральным и гранулометрическим составом. Это обеспечивает высокую водоудерживающую способность (В/Ц до 6,0) и реологические характеристики, соизмеримые с реологией обычной воды. Водные суспензии на основе “Микродур” обладают высокой проникающей способностью в поровую структуру растворов, бетонов и грунта с последующим затвердеванием. Таким образом, “Микродур” можно рассматривать как альтернативу жидкому стеклу и полимерным композициям (эпоксидной, карбомидной, фенолформальдегидной и др.) со следующими преимуществами: долговечность, простая и удобная технология приготовления суспензии и инъектирования, экологическая чистота, однородность с обычными цементами по составу, совместимость с бетоном и железобетоном, возможность выполнения работ в условиях обводненных и водонасыщенных конструкций и пластов.

Перфорирование осуществляется в верхней части проницаемого горизонта и подошвы непроницаемой перемычки, что не дает возможности пластовым флюидам, имеющим избыточное давление, обтекать места герметизации тампонажным раствором, прорываясь к устью скважины. Использование водорастворимого полимера типа К-9 перед закачиванием основного тампонажного раствора основано на свойстве этого материала коагулировать при контакте с пластовыми водами, содержащими ионы поливалентных металлов (Са⁺, Mg⁺⁺, Al⁺⁺⁺, Fe⁺⁺ и др.).

В пластовой воде с содержанием Са + Mg 9 г/л и температуре 80°С через 4-6 часов выдержки коагулянт приобретает прочность камня. Реагент К-9 по своим свойствам близок к гидролизованному полиакрилнитрилу (гипан). Он представляет собой раствор 10 - 20% концентрации, вязкой консистенции с желтоватым оттенком и аммиачным запахом, хорошо растворимый в воде, имеющий щелочную реакцию. Сырьем для получения К-9 служат промышленные отходы волокна “нитрон”.

Наиболее близким по технологичности является силикат натрия (жидкое стекло). Силикат натрия представляет собой 40% водный раствор вязкостью 250 · 400 мПа·с. Основным недостатком является высокая вязкость, затрудняющая продавку его в пласт, особенно в низкопроницаемые пропластки.

Вязкость растворов гипана (гидролизованный полиакрилнитрил) и реагента К-9 в 3-5 раз меньше вязкости растворов силиката натрия, а с повышением температуры эта разница увеличивается на порядок и более. В связи с этим водные растворы полимеров обладают лучшей фильтруемостью в пласты и даже с ухудшенной проницаемостью.

По своим физико-химическим свойствам гипан и реагент К-9 близки, то есть имеют свойства коагулировать и твердеть при контакте с пластовыми водами, содержащими ионы поливалентных металлов.

Вытеснение технологической жидкости технической водой при избыточном давлении на пласт дает возможность избежать насыщения призабойной зоны пласта утяжеленным глинистым раствором со всеми вытекающими из этого последствиями.

Способ осуществляется следующим образом.

Скважины, имеющие межколонные перетоки, глушат технологической жидкостью (утяжеленным, например, баритом или гематитом глинистым раствором).

Методами промысловой геофизики определяется местонахождение флюидов (газа, нефти, рассолов) - источников межколонных перетоков. Затем выше места источников перетока известными способами, например методом гидропескоструйной перфорации, вскрывается верхняя часть выбранного проницаемого пласта и подошвы вышележащей непроницаемой (для газа, нефти и др.) перемычки. На устье скважины устанавливают фонтанную аппаратуру и осуществляют опрессовку давлением на 25% выше текущего пластового давления.

По колонне НКТ осуществляют замещение технологической жидкости на облегченную жидкость, например техническую воду, до выхода на устье чистой воды. На фонтанной аппаратуре устанавливают штуцер с диаметром внутреннего отверстия порядка 12-15 мм или больше диаметра штуцера при эксплуатации в 1,5 - 2,0 раза. Затем осуществляется перфорирование в верхней части проницаемого горизонта и подошвы вышележащей непроницаемой перемычки (для газа, нефти и др.), то есть выше места источников перетока.

Далее скважину возбуждают или же за счет АВПД она сама осваивается и отрабатывается на факел или же в шлейф на установку подготовки нефти в течение заданного (48 - 72 часов) времени с повышенной депрессией на пласт для дренирования пласта и полного выноса из пласта продуктов кольматации и его разрушения. После этого глушат скважину технической водой с противодавлением на пласт до 20 МПа.

Заглушив скважину, осуществляют закачку по НКТ расчетного объема водорастворимого полимера К-9, затем тампонажной смеси, состоящей из цементного раствора с особой минеральной вяжущей “Микродур” при избыточном до 20 МПа давлении, который является порошком со специально подобранным минеральным и гранулометрическим составом. Это обеспечивает высокую газо- и водоудерживающую способность (В/ц до 6,0) и реологические характеристики, соизмеримые с реологией обычной воды. Водные суспензии на основе “Микродур” обладают высокой проникающей способностью в поровую структуру растворов грунта с последующим затвердеванием. Водоцементное отношение суспензии определяется требуемой прочностью укрепления. При этом по заколонному пространству осуществляют выпуск технической (облегченной жидкости) воды при штуцировании давления до уровня не ниже 18-20 МПа.

Продавку полимера и тампонажного раствора осуществляют также при избыточном давлении 18-20 МПа при закрытой затрубной задвижке. Тампонажные растворы, закачанные до уровня интервала перфорации, заполняют пространство в колонне труб, за колонной, трещины в цементном кольце и поровое пространство в пласте. При этом начинает расти избыточное давление в колонне НКТ и заколонном пространстве, которое поднимают по расчету до 35 - 37 МПа. Рост давления показывает полную насыщенность трещин и пор пласта тампонажными растворами (водорастворимым полимером К-9 и смесью цементного раствора с особо тонкодисперсной минеральной вяжущей “Микродур”. Цементировочный агрегат (типа ЦА-320, А4Ф-400 или А4Ф-700) переключают на заколонное пространство и производят вымывание излишков тампонажного раствора технической водой при избыточном давлении до 18-20 МПа и штуцировании на трубном пространстве (НТК) до полного выхода тампонажного раствора и чистой воды в объеме 5 - 6 м³. Далее закрывают задвижки трубного и заколонного пространства и оставляют скважину под избыточным давлением до 25 МПа по ОЗЦ порядка 48 часов. По окончании ОЗЦ стравливают давление до нуля (открывают трубную и затрубную задвижки) и проверяют места заполнения тампонажным раствором на герметичность.

В результате использование предлагаемого способа в значительной степени повышает адгезию породных и металлических поверхностей к тампонажному раствору, сцепление тампонажного раствора с породой и с внутренней и внешней поверхностями колонны. Достигается герметизация трубного и заколонного пространств, что позволяет использовать его в скважинах с аномально высоким давлением.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи и может быть использовано для герметизации трубного и заколонного пространства, особенно в скважинах с аномально высоким давлением. Обеспечивает предотвращение фильтрации флюидов в трубном и заколонном пространстве и расширение технологических возможностей способа. Сущность изобретения: глушат скважину технологической жидкостью. Перфорируют колонну. Закачивают тампонажный раствор и продавочную жидкость. Вытесняют избыток тампонажного раствора из скважины. Оставляют скважину на период ожидания затвердевания тампонажного раствора. Согласно изобретению технологическую жидкость вытесняют технической водой при избыточном давлении на пласт. Затем осуществляют перфорирование колонны в верхней части проницаемого горизонта и подошвы вышележащей непроницаемой перемычки. Продувают скважину на факел при максимальной депрессии. Промывают технической водой при избыточном давлении по отношению к давлению в пласте. Закачивают водорастворимый полимер, коагулирующий и твердеющий при контакте с пластовыми водами, содержащими ионы поливалентных металлов. Закачивают и продавливают тампонажный раствор в пласт, трубное и заколонное пространство при сохранении избыточного давления. В качестве тампонажного раствора используют смесь цемента с реологической, упрочняющей и особо тонкодисперсной минеральной вяжущей добавкой типа "Микродур".

Способ герметизации трубного и заколонного пространства, включающий глушение скважины технологической жидкостью, перфорирование колонны, закачку тампонажного раствора и продавочной жидкости, вытеснение избытка тампонажного раствора из скважины, оставление скважины на период ожидания затвердевания тампонажного раствора, отличающийся тем, что технологическую жидкость вытесняют технической водой при избыточном давлении на пласт, затем осуществляют перфорирование колонны в верхней части проницаемого горизонта и подошвы вышележащей непроницаемой перемычки, продувку скважины на факел при максимальной депрессии и промывку технической водой при избыточном давлении по отношению к давлению в пласте, закачку водорастворимого полимера, коагулирующего и твердеющего при контакте с пластовыми водами, содержащими ионы поливалентных металлов, закачку и продавливание тампонажного раствора в пласт, трубное и заколонное пространство при сохранении избыточного давления, причем в качестве тампонажного раствора используют смесь цемента с реологической, упрочняющей и особо тонкодисперсной минеральной вяжущей добавкой типа "Микродур".