Способ ликвидации заколонной циркуляции Российский патент 2023 года по МПК E21B33/13 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к герметизации заколонного пространства скважин, по которой происходит несанкционированное сообщение между пластами (ликвидации несанкционированной заколонной циркуляции – ЗКЦ).

Известен способ герметизации заколонного пространства скважины (патент RU № 2286438, МПК Е21В 33/13, опубл. 27.10.2006 Бюл. № 30), включающий глушение скважины, перфорирование обсадной колонны в интервале верхней части проницаемого и подошвы вышележащего непроницаемого пластов, закачку герметизирующего состава, тампонажного раствора и продавочной жидкости, оставление скважины на период ожидания затвердения тампонажного раствора, при этом в качестве проницаемого пласта используют водоносный пласт, ближайший к нижнему эксплуатационному объекту, кроме того, перфорируют обсадную колонну в интервале продуктивных пластов, намеченных для последующей эксплуатации, в скважину спускают на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) технологический пакер, устанавливают его над интервалом перфорации водоносного и вышележащего непроницаемого пластов, герметизирующий состав закачивают и продавливают в заколонное пространство порциями до нулевой приемистости с распакеровкой и промывкой скважины, а также выдержкой скважины между закачками порций на время твердения герметизирующего состава, причем закачку порций герметизирующего состава производят с нарастающими забойными давлениями, начиная с давления, незначительно превышающего пластовое давление в водоносном пласте, а тампонажный раствор закачивают и располагают в полости скважины с условием перекрытия интервала перфорации водоносного и вышележащего непроницаемого пластов.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности осуществления только при расположении водоносного пласта ниже двух нефтеносных пластов, один из которых должен быть непроницаемым, высокая вероятность некачественной герметизации заколонного пространства, так как при прорыве с одной стороны эксплуатационной колонны скважины тампонажного раствора (а проницаемость заколонного пространства всегда неравномерная) к верхней перфорации, основная часть тампонажного раствора будет закачиваться внутрь скважины (в эксплуатационную колонну), при этом с другой стороны от эксплатационной колонны (где не произошел прорыв) законные перетоки буду слабо изолированы или неизолированы вообще, при этом тампонажный раствор внутри скважины будет осаждаться на пакер, забивая его подвижные части, что осложняет снятие его и извлечение из скважины, что приводит к аварийным ситуациям (так называемое получение "козла").

Наиболее близким по технической сущности является способ изоляционных работ в скважине (патент RU № 2389865, МПК Е21В 33/13, опубл. 20.05.2010 Бюл. № 14), включающий закачку гелеобразующего состава, докрепление фильтрующимся или нефильтрующимся тампонажным составом, реперфорацию продуктивного пласта, причем на первом этапе закачивают в перфорационные отверстия продуктивного пласта цементный раствор в объеме, необходимом для изоляции канала перетока между газо- или водоносным и нефтяным пластами и перекрытия нефтяного пласта, создают спецотверстия в области подошвы интервала газоносного пласта и/или области подошвы или кровли интервала водоносного пласта, закачивают в указанные спецотверстия гелеобразующий состав, после чего осуществляют докрепление.

Недостатками данного способа являются большие затраты времени и сложность реализации из-за необходимости применения специального оборудования для двойной закачки реагентов (тампонажного и гелеобразующих составов), с последующим докреплением цементным раствором и реперфорацией продуктивного пласта.

Техническим результатом предполагаемого изобретения является создание способа ликвидации заколонной циркуляции, позволяющего просто и быстро, без потери качества осуществить изоляцию заколонной циркуляции жидкости и/или газа за счет разовой установки и применения скважинного оборудования и разовой закачки необходимого объема изолирующего состава.

Техническим решением является способ ликвидации заколонной циркуляции, включающий создание в обсадной колонне скважины отверстий для закачки изолирующего состава, изоляцию интервала перфорации продуктивного пласта, установку пакерной системы в скважине для разобщения зоны перфорации и указанных отверстий, в которые осуществляют закачку изолирующего состава.

Новым является то, что указанные отверстия для закачки изолирующего состава создают в середине ±12% расстояния между интервалом перфорации продуктивного пласта и газоносным и/или водоносным пластом, при этом после создания в обсадной колонне скважины отверстий для закачки изолирующего состава в скважину спускают технологическую колонну с пакерной системой, изоляцию интервала перфорации продуктивного пласта осуществляют при установке пакерной системы, не пропускающей изолирующий состав через них внутрь скважины, после установки пакерной системы по технологической колонне закачивают изолирующий состав как минимум в объеме нарушений цементного камня, через которые происходит заколонная циркуляция, изолирующий состав продавливают технологической жидкостью в объеме не менее объема технологической колонны с возможностью исключения застывания изолирующего состава в технологической колонне, изолирующий состав через созданные в обсадной колонне скважины отверстия для закачки изолирующего состава продавливают в зону заколонной уиркуляции, вытесняя жидкость из нарушений цементного камня в пласты и герметизируя заколонную циркуляцию этим составом, затем после выдержки, достаточной для схватывания изолирующего состава, пакерную систему переводят в транспортное сложенное состояние и технологическую колонну с пакерной системой извлекают из скважины.

Новым является также то, что при интервале перфорации не более 0,5 м ее перекрывают изнутри одним пакером пакерной системы, оснащённым снаружи рукавом толщиной 1–5 мм и высотой не менее 0,6 м из невулканизированной резины.

Новым является также то, что при интервале перфорации более 0,5 м ее перекрывают изнутри двумя пакерами пакерной системы, располагаемыми выше и ниже интервала перфорации, один из которых располагают между этим интервалом и указанными отверстиями для закачки изолирующего состава.

На фиг. 1 изображена схема реализации способа с интервалом перфорации продуктивного пласта не более 0,5 м, который расположен выше газоносного и/или водоносного пласта.

На фиг. 2 изображена схема реализации способа с интервалом перфорации продуктивного пласта более 0,5 м, который расположен выше газоносного и/или водоносного пласта.

На фиг. 3 изображена схема реализации способа с интервалом перфорации продуктивного пласта не более 0,5 м, который расположен ниже газоносного и/или водоносного пласта.

На фиг. 4 изображена схема реализации способа с интервалом перфорации продуктивного пласта более 0,5 м, который расположен ниже газоносного и/или водоносного пласта.

Способ ликвидации заколонной циркуляции реализуется в следующей последовательности.

После определения наличия заколонной циркуляции 1 (фиг. 1) в скважине 2, снабженной обсадной колонной 3, между продуктивным пластом 4 (фиг. 1–4) и газоносным и/или водоносным пластом 5 геофизическими технологическими мероприятиями и исследованиями (магнитно-резонансными при помощи интроскопов, ядерно-магнитными с использованием радиоактивных меток, ультразвуковыми при помощи приемопередающей техники, термометрическими исследованиями или т.п.). Чаще всего заколонная циркуляция 1 (фиг 1) происходит из-за нарушения целостности цементного камня 6 за обсадной колонной 3. При этом определяют объем нарушений цементного камня 6, через которые происходит заколонная циркуляция 1. Зная расположение интревала перфорации 7 продуктивного пласта 4 и пласта 5 (берется из технического паспорта к скважине 2, составляемого при ее строительстве), в середине h расстояния H между интервалом перфорации 7 продуктивного пласта 4 и пластом 5 создают перфоратором (не показан, гидромеханический, кумулятивный, гидропескоструйный или т.п.) специальные отверстия 8 с погрешностью ±12%, которая вызвана возможными ошибками измерения при спуске в скважину 2 перфоратора:

, [1]

где H – расстояние между интервалом перфорации 7 продуктивного пласта 4 и пластом 5, м;

h – расстояние между интервалом перфорации 7 продуктивного пласта 4 и специальными отверстиями 8, м.

После извлечения перфоратора в скважину 2 спускают технологическую колонну 9 с пакерной системой 10, состоящий из одного пакера 11 (фиг. 1 и 3) или двух пакеров (фиг. 2 и 4) – верхнего 12 и нижнего13.

При расположении продуктивного пласта 4 (фиг. 3 и 4) ниже пласта 5 технологическую колонну 9 оснащают снизу заглушкой 14 и заливными отверстиями 15, располагаемыми непосредственно над пакером 11 (фиг. 3) или верхним пакером 12 (фиг. 4) для исключения скапливания изолирующего состава над ними. Также для защиты от избыточного давления обсадной колонны 3 технологическая колонна 9 (фиг. 3 и 4) выше специальных отверстий 8 может оснащаться отсекающим пакером 16 (например, механическим двухпозиционным, якорь которого фиксируется или освобождается при кратковременном при поднятии на расстояние срабатывания технологической колонны 9, самоуплотняющейся манжеты, не пропускающей жидкость снизу вверх, или т.п. – показан условно). На это автор не претендует, так как известно из открытых источников.

При расположении продуктивного пласта 4 (фиг. 1 и 2) выше пласта 5 для защиты от избыточного давления обсадной колонны 3 технологическая колонна 9 (фиг. 3 и 4) ниже специальных отверстий 8 может оснащаться отсекающим глухим пакером 17 (фиг. 2) (например, механическим двухпозиционным, гидромеханическим, поворотным или т.п. – показан условно) или цементным мостом 18 (фиг. 1) на песчаной «подушке» 19 или т.п. На это автор не претендует, так как известно из открытых источников.

Причем при интервале перфорации 7 (фиг. 1 и 3) не более 0,5 пакер 11 пакерной системы 10 перед спуском оснащают снаружи рукавом 20 толщиной 1–5 мм и высотой не менее 0,6 м из не вулканизированной резины. Так как интервал перфорации 7 часто представляет собой отверстия с неровными краями, которые могут быть при длительной эксплуатации подвержены коррозии, то пакер 11, эластичная манжета (не показана) которого изготовленный из вулканизированной резины, жёсткого полиуретана или т.п. может не полностью перекрыть отверстия интервала перфорации 7, а рукав 20 из не вулканизированной резины легко заполняет все неровности и отверстия исключая перетоки снаружи внутрь обсадной колонны 3 при установке пакера 11.

Толщина рукава 20 и 1–5 мм выбрана эмпирическим путем при испытаниях на месторождениях Республики Татарстан (РТ): менее 1 мм – не обеспечивает гарантированной герметизации интервала перфорации 7, а более 5 мм – для сжатия рукава 20 при установке пакера 11 требует дорогостоящей сложной конструкции пакера 11 с большими расширениями его эластичной манжеты, что значительно снижает эффективность и надёжность способа.

Высота рукава 20 не менее 0,6 м выбрана эмпирическим путем при испытаниях на месторождениях РТ, так как при меньшей высоте очень трудно при установке пакера 11 попасть и перекрыть интервал перфорации после спуска в скважину 2. На практике высоту рукава 20 более 1,4 м не применяли из экономических соображений, чтобы не тратить материала рукава 20 из не вулканизированной резины.

Причем при интервале перфорации 7 (фиг. 2 и 3) более 0,5 пакер 11 пакерную систему 10 перед спуском верхним 12 и нижним 13 пакерами, располагаемыми после спуска в скважину 2 перед установкой соответственно выше и ниже интервала перфорации 7, один из которых 12 (фиг. 4) или 13 (фиг. 2) располагают между этим интервалом 7 (фиг. 4 или 2) и специальными отверстиями 8.

После установки пакерной системы 10 (фиг. 1–4) интервал перфорации 7 перекрывается пакером 11 (фиг. 1 и 3) с рукавом 20 или пакерами 12 (фиг. 2 и 4) и 13, между которыми после установки остаётся скважинная практически несжимаемая жидкость.

Пакеры 11 (фиг. 1 и 3) с рукавом 20 и пакеры 12 (фиг. 2 и 4) могут использоваться любой известной конструкции (см. патенты RU №№ 2397313, 2533470, 2038460, 2215122, 2495235 или т.п.), автор на конструкцию пакеров 11, 12, и 13 и способы их установки и съема не претендует.

Затем сразу после установки пакерной системы 10 по технологической колонне 9 закачивают изолирующий состав как минимум в объеме нарушений цементного камня 6, через которые происходит заколонная циркуляция 1 (на состав, объем и технологию закачки автор не претендует – применяется на основе известных технологий). Изолирующий состав продавливается технологической жидкостью в объеме не менее объема технологической колонны 9 для исключения застывания изолирующего состава, оставшегося в колонне 9 (фиг. 1–4) и над пакером 11 (фиг. 3) или над пакером 12 (фиг. 4) при закачке через заливные отверстия 15 (фиг. 3 или 4).

Изолирующий состав через специальные отверстия 8 (фиг. 1–4) в обсадной колонне 3 проникает в зону заколонной циркуляции 1, вытесняя жидкость из нарушений цементного камня 6. Так как интервал перфорации 7 перекрыт пакером 11 (фиг. 1 и 3) с рукавом 20 или пакерами 12 (фиг. 2 и 4) и 13, то жидкость из нарушений цементного камня 6 (фиг. 1–4) вытесняется в пласты 4 и 5 соответственно их проницаемости. Ввиду того, что сопротивление при закачке жидкости в пласты 4 и 5 значительно превосходит сопротивление внутри обсадной колонны 3, которую перекрыли пакерной системой 10, и внутри заколонной циркуляции 1, то изолирующий состав равномерно распределяется в заколонной циркуляции 1 по периметру обсадной колонны 3 и вверх и вниз от специальных отверстий 8 при продавливании изолирующего состава, обеспечивая качественную герметизацию заколонной циркуляции 1 этим составом. Поскольку подвижность воды и газа в пласте 5 превосходит подвижность нефти в продуктивном пласте 4, то излишки от объема изолирующего состава закачиваются в основном (до 100% из практики) пласт 5, дополнительно изолируя и его и обеспечивая приток воды и газа в затрубное пространство обсадной колонны 3.

После небольшой выдержки, достаточной для схватывания (увеличения вязкости до состояния невозможности изливаться внутрь обсадной колонны через специальные отверстия 8 внутрь обсадной колонны изолирующего состава заколонной циркуляции 1, пакеры переводят в транспортное (сложенное) состояние и подземное оборудование (технологическая колонна с пакером 11 (фиг. 1 и 3) или пакерами 12 и 13 (фиг. 2 и 4)) извлекается из скважины 2.

Как показала практика, после реализации способа с установкой пакерной системы 10 и закачкой изолирующего состава за одну спускоподъёмную операцию технологической колонны 9 после геофизических исследований ни разу не потребовались дополнительные операции для окончательной ликвидации заколонной циркуляции 1, что свидетельствует о качественной ликвидации заколонной циркуляции 1 при реализации способа.

Предлагаемый способ ликвидации заколонной циркуляции позволяет просто и быстро без потери качества осуществить изоляцию заколонной циркуляции жидкости и/или газа за счет разовой установки и применения скважинного оборудования и разовой закачки необходимого объема изолирующего состава.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к герметизации заколонного пространства скважин, по которой происходит несанкционированное сообщение между пластами, к ликвидации несанкционированной заколонной циркуляции – ЗКЦ. Способ ликвидации ЗКЦ включает создание в обсадной колонне скважины отверстий для закачки изолирующего состава, изоляцию интервала перфорации продуктивного пласта, установку пакерной системы в скважине для разобщения зоны перфорации и указанных отверстий, в которые осуществляют закачку изолирующего состава. Указанные отверстия для закачки изолирующего состава создают в середине ±12% расстояния между интервалом перфорации продуктивного пласта и газоносным и/или водоносным пластом. После создания в обсадной колонне скважины отверстий для закачки изолирующего состава в скважину спускают технологическую колонну с пакерной системой, изоляцию интервала перфорации продуктивного пласта осуществляют при установке пакерной системы, не пропускающей изолирующий состав через них внутрь скважины. После установки пакерной системы по технологической колонне закачивают изолирующий состав как минимум в объеме нарушений цементного камня, через которые происходит ЗКЦ. Изолирующий состав продавливают технологической жидкостью в объеме не менее объема технологической колонны с возможностью исключения застывания изолирующего состава в технологической колонне. Изолирующий состав через созданные в обсадной колонне скважины отверстия для закачки изолирующего состава продавливают в зону ЗКЦ, вытесняя жидкость из нарушений цементного камня в пласты и герметизируя ЗКЦ этим составом, затем после выдержки, достаточной для схватывания изолирующего состава, пакерную систему переводят в транспортное сложенное состояние и технологическую колонну с пакерной системой извлекают из скважины. Технический результат заключается в создании способа ликвидации ЗКЦ, позволяющего просто и быстро, без потери качества осуществить изоляцию ЗКЦ жидкости и/или газа за счет разовой установки и применения скважинного оборудования и разовой закачки необходимого объема изолирующего состава. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

1. Способ ликвидации заколонной циркуляции, включающий создание в обсадной колонне скважины отверстий для закачки изолирующего состава, изоляцию интервала перфорации продуктивного пласта, установку пакерной системы в скважине для разобщения зоны перфорации и указанных отверстий, в которые осуществляют закачку изолирующего состава, отличающийся тем, что указанные отверстия для закачки изолирующего состава создают в середине ±12% расстояния между интервалом перфорации продуктивного пласта и газоносным и/или водоносным пластом, при этом после создания в обсадной колонне скважины отверстий для закачки изолирующего состава в скважину спускают технологическую колонну с пакерной системой, изоляцию интервала перфорации продуктивного пласта осуществляют при установке пакерной системы, не пропускающей изолирующий состав через них внутрь скважины, после установки пакерной системы по технологической колонне закачивают изолирующий состав как минимум в объеме нарушений цементного камня, через которые происходит заколонная циркуляция, изолирующий состав продавливают технологической жидкостью в объеме не менее объема технологической колонны с возможностью исключения застывания изолирующего состава в технологической колонне, изолирующий состав через созданные в обсадной колонне скважины отверстия для закачки изолирующего состава продавливают в зону заколонной циркуляции, вытесняя жидкость из нарушений цементного камня в пласты и герметизируя заколонную циркуляцию этим составом, затем после выдержки, достаточной для схватывания изолирующего состава, пакерную систему переводят в транспортное сложенное состояние и технологическую колонну с пакерной системой извлекают из скважины.

2. Способ ликвидации заколонной циркуляции по п.1, отличающийся тем, что при интервале перфорации не более 0,5 м его перекрывают изнутри одним пакером пакерной системы, оснащённым снаружи рукавом толщиной 1-5 мм и высотой не менее 0,6 м из невулканизированной резины.

3. Способ ликвидации заколонной циркуляции по п.1, отличающийся тем, что при интервале перфорации более 0,5 м ее перекрывают изнутри двумя пакерами пакерной системы, располагаемыми выше и ниже интервала перфорации, один из которых располагают между этим интервалом и указанными отверстиями для закачки изолирующего состава.