СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЗАКОЛОННОГО ПРОСТРАНСТВА СКВАЖИНЫ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ ИЛИ ЗАЛЕЖИ, СОДЕРЖАЩЕЙ В СВОЕЙ ПРОДУКЦИИ ГАЗ Российский патент 2006 года по МПК E21B33/13 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, более конкретно, может быть использовано при мероприятиях по исключению миграции и потерь газа из продуктивных пластов по заколонному пространству скважин через покрышку залежей.

После ввода скважин в эксплуатацию на газовых месторождениях или газонефтяных, или нефтегазовых, или газонефтеконденсатных или других месторождениях, содержащих в своей продукции попутный газ, выявляют во многих случаях межколонные газопроявления с межпластовыми перетоками и/или грифонами на устье многих скважин.

Эти газопроявления являются следствием перетоков газа по резьбовым соединениям обсадных колонн через разгерметизированную покрышку залежи, по цементному кольцу в заколонном пространстве, даже если обсадные колонны бывают в ряде случаев зацементированы на всю глубину их спуска.

В ряде случаев проницаемые пропластки насыщаются газом и в них могут образовываться техногенные скопления газа.

Все это бывает причиной высокого темпа снижения пластового давления в природной залежи, особенно в начальный период разработки. При разработке нефтяных месторождений с газовой шапкой происходит неконтролируемое замещение газа нефтью или водой заводнения. Размеры газовой шапки сокращаются без отбора газа, как, например, на Самотлорском месторождении. Это ведет к серьезным нарушениям проектных режимов разработки залежей и безвозвратным потерям газа. Неконтролируемые (неуправляемые) газопроявления в виде грифонов, особенно при газопроявлениях с сероводородом, наносят непоправимый экологический урон.

По ряду других месторождений фактическими данными эксплуатации не были подтверждены начальные запасы газа. При этом расхождения достигали значительных величин.

Известен способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины путем закачки тампонажного материала в заколонное пространство через газоносную часть продуктивного пласта под давлением при стравливании давления в колонне на устье скважины (см., например, патент РФ №2126880, кл. Е 21 В 33/13, 27.02.1999).

Недостатком известного способа является его низкая эффективность ввиду трудности доставки тампонажного материала в зоны с затрудненным гидродинамическим режимом.

Все это подтверждает значимость и актуальность решаемой проблемы по предотвращению неконтролируемых перетоков газа через покрышки залежей, разгерметизированных пробуренными скважинами.

Техническим результатом изобретения является повышение герметичности заколонного пространства скважины за счет исключения влияния на перетоки газа контактных границ, образованных при первичном креплении скважины, и состояния массива в его деформированном и напряженном состоянии в прискважинной зоне, образованных при вскрытиях пласта.

Указанный выше технический результат достигается тем, что способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины залежи, содержащей в своей продукции газ, или газовой залежи заключается в том, что проводят вырезку окна в обсадной колонне в интервале покрышки продуктивного пласта, при этом удаляют участок обсадной колонны, составляющий от 20 до 80% от толщины покрышки, после чего удаляют тампонажный материал в интервале удаляемой обсадной колонны, затем проводят расширение ствола скважины в окне обсадной колонны до диаметра, превышающего зону фильтрации тампонажного материала при первичном тампонировании обсадной колонны и зону остаточных напряжений первичного и вторичного вскрытия покрышки, причем расширение ствола скважины осуществляют поэтапно с увеличением диаметра бурения на каждом этапе не более чем на 10% и обеспечением общего диаметра расширения ствола скважины, превышающего максимальный размер упомянутых зон остаточных напряжений на 10-40%, после чего расширенный участок ствола скважины перекрывают крепью, а его закрепное пространство тампонируют материалом, устойчивым к динамическим нагрузкам и знакопеременным деформациям крепи при последующей эксплуатации скважины, а именно нетвердеющим тампонажным материалом, например вязкоупругим составом на основе полиакриламида, или твердеющим тампонажным материалом с добавками упругих частиц, например частиц резины или микросфер с газом.

Кроме того, в продуктивном пласте может быть создана разгрузочная сеть наклонных и/или горизонтальных каналов, связанная со скважиной, для разгрузки продуктивного пласта со снижением давления газа на покрышку продуктивного пласта.

После расширения ствола скважины может быть проведен дополнительный контроль наличия напряжений в стенках скважины и, если они появились, проводят дополнительное бурение для расширения ствола скважины на величину не менее вновь возникшей зоны напряжений, причем бурение ведут в режиме со снижающейся нагрузкой.

В ходе проведенного исследования было установлено, что поскольку газ имеет более высокую проникающую способность, чем, например, вода, то и мероприятия при его изоляции должны быть отличными от изоляции водопроявлений в скважине. При этом все существующие мероприятия по изоляции газопроявлений не исключают последствий некачественного первичного цементирования, а лишь наслаиваются на это цементирование. Поэтому все границы контактов, а именно: контакты породы с цементным камнем и цементного камня с обсадной колонной остаются проводящими, особенно при знакопеременных нагрузках и при изменении рода нагрузок (нагрузка или разгрузка), обусловленных повышением или снижением давления при эксплуатации скважины. Зоны остаточных напряжений в массиве породы с необратимыми ее деформациями являются именно для газа особо проводящими. Эти зоны образуются при передаче на массив породы нагрузок во время бурения, перфорации, разгрузки скважины при ее освоении, мероприятий по усилению добычи флюида продуктивного пласта и пр. Во время цементирования эти зоны ввиду низкой проникающей способности тампонажных материалов остаются неизолированными или плохо изолированными. Поэтому с началом эксплуатации или через некоторое время эксплуатации скважины зоны остаточных напряжений с необратимыми деформациями породы становятся каналами перетока газа.

Важной особенностью описываемого способа является не наслоение изоляционных слоев на многочисленные предшествующие изоляционные слои, умножающие контактные зоны и их границы, а устранение самой среды с этими контактными зонами, зонами необратимых деформаций породы и напряженного состояния массива, потенциально опасного для развития необратимых деформаций породы при малейших механических или термических нагрузках на эти породы при эксплуатации скважины. Размеры этих зон определяют на основе сейсмических объемных или акустических, например, широкополосных исследований. Для реализации данного способа могут быть использованы исследования, которые проводились ранее в данной скважине как геофизические исследования геологического разреза, при этом результаты исследований интерпретируются под данное назначение. В то же время указанные выше исследования могут быть проведены специально на различных этапах реализации описываемого способа, например через обсадную колонну, после удаления участка обсадной колонны или после расширения открытого ствола. При этом в открытом стволе определяют зоны деформаций породы в прискважинной зоне, зоны объемного напряженного состояния породы, потенциально опасные по необратимым деформациям при последующей эксплуатации скважины. При этом по полученным результатам исследований выбирают оптимальный шаг расширения скважины, при котором отмечают минимальное объемное напряженное состояние массива в ближней зоне от ствола расширяемой скважины. После этого выбирают необходимое количество шагов расширения до достижения необходимого диаметра.

Проведенный анализ результатов исследований позволил определить значения и диапазоны значений, характеризующих изобретение по удалению участка обсадной колонны в объеме от 20 до 80% от толщины покрышки, необходимость поэтапного расширения ствола скважины с увеличением диаметра бурения на каждом этапе не более чем на 10% и обеспечение общего диаметра расширения ствола скважины, превышающего максимальный размер зон остаточных напряжений на 10 - 40%.

После проведения описанных выше мероприятий в покрышке продуктивного пласта этот участок перекрывают крепью, закрепное пространство которой тампонируют материалом, устойчивым к динамическим нагрузкам и знакопеременным деформациям крепи при последующей эксплуатации скважины, например нетвердеющим тампонажным материалом. В качестве нетвердеющего тампонажного материала применяют, например, вязкоупругий состав на основе полиакриламида или гипана или латекса природного или синтетического.

В этом случае давление газа используют на увеличение герметичности заколонного пространства за счет неньютоновских свойств вязкоупругого состава.

Может быть применен и твердеющий тампонажный материал, но с добавками частиц из упругого материала, например частиц резины или микросфер с газом.

Особенностью способа с применением нетвердеющего тампонажного материала является возможность извлечения крепи при необходимости ремонта скважины и осуществление повторных изоляционных работ по той же технологии или с ее модификацией в зависимости от характера полученных осложнений в скважине.

Существенным резервом повышения эффективности способа, его оптимизацией является не только ликвидация возможных каналов перетока через покрышку, но и уменьшение действующего давления со стороны продуктивного пласта на эту покрышку. Для этого в продуктивном пласте создают разгрузочную сеть наклонных и/или горизонтальных каналов, связанную со скважиной, для разгрузки продуктивного пласта со снижением давления газа на покрышку продуктивного пласта до давления, например, на 10-30% ниже предшествующего пластового давления, при котором были отмечены заколонные газопроявления.

Способ осуществляют следующим образом.

В скважине выявляют характер заколонных газопроявлений. При этом отмечают характер изменения газопроявлений в зависимости от режима работы скважины, режима разгрузки продуктивного пласта через ствол скважины. Анализируют геологические и технологические условия проводки скважины. Анализируют степень совершенства первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта. По ранее проведенным геофизическим данным оценивают напряженное состояние массива в прискважинной зоне. Если геофизических данных недостаточно, осуществляют дополнительные геофизические исследования. Выявляют характер заколонных перетоков газа и зоны этих перетоков. Для этого используют, например, газовые радиоактивные индикаторы.

В интервале покрышки продуктивного пласта выбирают наиболее плотные породы. Осуществляют вырезку окна в обсадной колонне против плотных пород. В зависимости от характера газопроявлений, их места в заколонном пространстве (по цементному кольцу или прилегающему массиву пород) удаляют участок обсадной колонны в диапазоне от 20 до 80% от толщины покрышки. Колонну удаляют, например, ее фрезерованием с применением типовых фрезеров. При этом полностью удаляют тампонажный материал в интервале удаляемой обсадной колонны. После этого расширяют ствол скважины в окне обсадной колонны до диаметра, превышающего зону фильтрации тампонажного материала при первичном тампонировании обсадной колонны и зону остаточных напряжений первичного и вторичного вскрытия покрышки. Расширение ствола скважины осуществляют не сразу конечным диаметром. Поскольку такое расширение требует больших энергозатрат и может явиться причиной сопутствующих неблагоприятных факторов, ведущих к формированию новых зон остаточных деформаций в прискважинной зоне, проводят поэтапное увеличение диаметра, при этом на каждом этапе расширения увеличивают диаметр ствола скважины не более чем на 10%. Общий диаметр расширения ствола скважины обеспечивают таким, чтобы он превышал максимальный размер упомянутых зон остаточных напряжений на 10-40%. После этого расширенный участок ствола скважины перекрывают крепью. Закрепное пространство тампонируют, например, вязкоупругим тампонажным материалом, устойчивым к динамическим нагрузкам и знакопеременным деформациям крепи при последующей эксплуатации скважины.

Возможен, как указывалось выше, вариант заполнения участка скважины в зоне ее расширения нетвердеющим тампонажным материалом. После этого в этот участок скважины спускают крепь. Из внутренней полости крепи удаляют тампонажный материал. При этом этот же материал остается в закрепном пространстве. После выдержки скважины для формирования (созревания) структуры, например нетвердеющего тампонажного материала, создаются условия газодинамического затвора в затрубном пространстве, когда все потенциальные контакные границы, зоны деформаций и потенциально опасные зоны напряженного состояния массива породы удалены, а давление газа используют на увеличение герметичности заколонного пространства за счет неньютоновских свойств вязкоупругого состава.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для исключения заколонных газопроявлений. Обеспечивает повышение герметичности заколонного пространства скважины. Сущность изобретения: вырезают окно в обсадной колонне в интервале покрышки продуктивного пласта. Удаляют участок обсадной колонны в диапазоне от 20 до 80% от толщины покрышки. Удаляют тампонажный материал в интервале удаляемой обсадной колонны. Расширяют ствол скважины в окне обсадной колонны до диаметра, превышающего зону фильтрации тампонажного материала при первичном тампонировании обсадной колонны и зону остаточных напряжений первичного и вторичного вскрытия покрышки. Расширение ствола скважины осуществляют поэтапно с увеличением диаметра бурения на каждом этапе не более чем на 10% и обеспечением общего диаметра расширения ствола скважины, превышающего максимальный размер упомянутых зон остаточных напряжений на 10-40%. После чего расширенный участок ствола скважины перекрывают крепью. Закрепное пространство тампонируют нетвердеющим тампонажным материалом, например вязкоупругим составом на основе полиакриламида или гипана или латекса природного или синтетического или твердеющим тампонажным материалом с добавками частиц из упругого материала, например частиц резины или микросфер с газом. 2 з.п.ф-лы.

1. Способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины газовой залежи или залежи, содержащей в своей продукции газ, включающий вырезку окна в обсадной колонне в интервале покрышки продуктивного пласта, удаление участка обсадной колонны в диапазоне от 20 до 80% от толщины покрышки, удаление тампонажного материала в интервале удаляемой обсадной колонны, расширение ствола скважины в окне обсадной колонны до диаметра, превышающего зону фильтрации тампонажного материала при первичном тампонировании обсадной колонны и зону остаточных напряжений первичного и вторичного вскрытия покрышки, при этом расширение ствола скважины осуществляют поэтапно с увеличением диаметра бурения на каждом этапе не более чем на 10% и обеспечением общего диаметра расширения ствола скважины, превышающего максимальный размер упомянутых зон остаточных напряжений на 10-40%, после чего расширенный участок ствола скважины перекрывают крепью, а его закрепное пространство тампонируют нетвердеющим тампонажным материалом, например вязкоупругим составом на основе полиакриламида, или гипана, или латекса природного или синтетического, или твердеющим тампонажным материалом с добавками частиц из упругого материала, например частиц резины или микросфер с газом.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в продуктивном пласте создают разгрузочную сеть наклонных и/или горизонтальных каналов, связанную со скважиной, для разгрузки продуктивного пласта со снижением давления газа на покрышку продуктивного пласта.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что после расширения ствола скважины проводят дополнительный контроль наличия напряжений в стенках скважины и, если они появились, проводят дополнительное бурение для расширения ствола скважины на величину не менее вновь возникшей зоны напряжений, причем бурение ведут в режиме со снижающейся нагрузкой.