способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины газовой залежи или залежи, содержащей в своей продукции природный газ
Классы МПК: | E21B33/10 в скважине |
Автор(ы): | Лихушин Александр Михайлович (RU), Рубан Георгий Николаевич (RU), Нифантов Виктор Иванович (RU), Янкевич Василий Федорович (RU), Мкртычан Яков Сергеевич (RU), Шамшин Виталий Иванович (RU), Зубарев Алексей Павлович (RU), Мясищев Владимир Евгеньевич (RU) |
Патентообладатель(и): | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") (RU) |
Приоритеты: |
подача заявки:
2010-03-01 публикация патента:
10.10.2011 |
Способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины газовой залежи или залежи, содержащей в своей продукции природный газ, относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использован при реконструкции, ремонте, консервации и ликвидации скважин с негерметичным по газу заколонным пространством на месторождениях и подземных хранилищах газа (ПХГ). Способ включает в себя формирование в скважине кольцевого канала, связывающего заколонное и внутриколонное пространства скважины. После окончания формирования кольцевого канала в скважину спускают лифтовую колонну, оснащенную пакером и циркуляционным клапаном. Кольцевой канал и связанное с ним затрубное пространство скважины через циркуляционный клапан лифтовой колонны заполняют жидкостью. Изменением или поддержанием плотности и/или высоты столба закачиваемой жидкости над сформированным кольцевым каналом обеспечивают постоянное превышение гидростатического давления столба жидкости над пластовым давлением газа. Обеспечивается упрощение и повышение эффективности способа восстановления герметичности заколонного пространства скважины. 1 ил.
Формула изобретения
Способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины газовой залежи или залежи, содержащей в своей продукции природный газ, включающий формирование в скважине кольцевого канала путем вырезки окна в обсадной колонне в интервале покрышки продуктивного пласта, удаления вырезанного участка обсадной колонны, удаления тампонажного материала в интервале удаляемого вырезанного участка колонны и расширения ствола в окне обсадной колонны, отличающийся тем, что после окончания формирования кольцевого канала в скважину спускают лифтовую колонну, оснащенную пакером и циркуляционным клапаном, после чего кольцевой канал и связанное с ним затрубное пространство скважины через циркуляционный клапан лифтовой колонны заполняют жидкостью, причем изменением или поддержанием плотности и/или высоты столба жидкости над сформированным кольцевым каналом обеспечивают постоянное превышение гидростатического давления столба жидкости над пластовым давлением газа.
Описание изобретения к патенту
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при реконструкции, ремонте, консервации и ликвидации скважин с негерметичным по газу заколонным пространством на месторождениях и подземных хранилищах газа (ПХГ) для исключения миграции и потерь газа из продуктивных пластов по заколонному пространству скважин через покрышки залежей.
После ввода в эксплуатацию скважин газовой залежи или залежи, содержащей в своей продукции газ (природный, попутный и т.д.), выявляют во многих случаях заколонные газопроявления с межпластовыми перетоками и/или грифонами на устье. Одной из причин этих газопроявлений является переток газа по негерметичному цементному кольцу в заколонном пространстве. В ряде случаев проницаемые пласты насыщаются газом и в них могут образовываться техногенные скопления газа. Все это бывает причиной высокого темпа снижения пластового давления природной залежи, особенно в начальный период разработки. При разработке нефтяных месторождений с газовой шапкой происходит неконтролируемое замещение газа нефтью или водой. 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 и неуправляемые газопроявления в виде грифонов, особенно газопроявления с сероводородом, наносят непоправимый экологический урон.
Известен способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины газовой залежи или залежи, содержащей в своей продукции газ (патент RU 2272890 С1, МПК Е21В 33/13, опубл. 27.03.2006.), включающий вырезку окна в обсадной колонне в интервале покрышки продуктивного пласта, удаление участка обсадной колонны в диапазоне 20-80% от толщины покрышки, удаление тампонажного материала в интервале удаляемой обсадной колонны, расширение ствола 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 осуществляется 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 материалом, например, вязкоупругим составом на основе полиакриламида, или гипана, или латекса природного или синтетического, и твердеющим тампонажным материалом с добавками частиц из упругого материала, например, частиц резины или микросфер с газом.
Основным недостатком данного способа является то, что, предотвращая переток газа по заколонному пространству за счет создания кольцевого канала и заполнения его герметизирующим материалом, он, по существу, возвращает скважину в прежний режим нагружения заколонного пространства пластовым давлением газа. Возникающий после возвращения скважины в режим эксплуатации перепад давления, направленный от пласта к устью скважины, в процессе эксплуатации с течением времени может вновь разрушить загерметизированный кольцевой канал и опять вызвать перетоки газа в заколонном пространстве. То есть, известный способ ремонта и восстановления герметичности заколонного пространства скважины не гарантирует эффективности на длительный период эксплуатации и носит временный характер, как, впрочем, и любая «заплатка», поскольку после «латания» заколонного пространства вновь восстанавливается режим его нагружения газом, а следовательно, разрушения и потери герметичности. Кроме того, в данном способе для восстановления герметичности заколонного пространства скважины используют различные растворы, необходимые для создания крепи в расширенном участке ствола скважины, а также для последующего тампонирования ее закрепного пространства, что значительно усложняет известный способ.
Технический результат заявляемого изобретения заключается в упрощении и повышении эффективности способа восстановления герметичности заколонного пространства скважины. Технический результат обеспечивается путем создания на пути движения газа по заколонному пространству такого герметизирующего затвора, который способен в течение длительного времени надежно выполнять и постоянно поддерживать в процессе эксплуатации скважины функцию герметизатора.
Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе восстановления герметичности заколонного пространства скважины газовой залежи или залежи, содержащей в своей продукции природный газ, включающем формирование кольцевого канала в скважине путем вырезки окна в обсадной колонне в интервале залегания покрышки продуктивного пласта, удаления вырезанного участка обсадной колонны, удаления тампонажного материала в интервале удаляемого вырезанного участка обсадной колонны и расширения ствола скважины в окне обсадной колонны, согласно изобретению после окончания формирования кольцевого канала в скважину спускают лифтовую колонну, оснащенную пакером и циркуляционным клапаном, после чего кольцевой канал и связанное с ним затрубное пространство скважины через циркуляционный клапан лифтовой колонны заполняют жидкостью, причем изменением или поддержанием плотности и/или высоты столба жидкости над сформированным кольцевым каналом обеспечивают постоянное превышение гидростатического давления столба жидкости над пластовым давлением газа.
В качестве жидкости для гидрозатвора (надпакерная жидкость) могут быть использованы, например, соленая вода, дизтопливо, газоконденсат. Циркуляционный клапан служит для закачки жидкости, создания гидрозатвора и замены жидкости при необходимости. Пакер разделяет продуктивный пласт от затрубного пространства скважины, а также удерживает надпакерную жидкость в затрубном пространстве.
Эффективность предлагаемого способа достигается не только за счет восстановления герметичности заколонного пространства скважины, но и за счет постоянного поддержания указанной герметичности в процессе эксплуатации в течение длительного времени. Создание описанного гидрозатвора и обеспечение надежного и постоянного превышения гидростатического давления, создаваемого столбом жидкости как в затрубном пространстве, так и в сообщающемся с ним кольцевом канале, над пластовым давлением изменяет вектор действия указанного превышения гидростатического давления жидкости над пластовым давлением газа на противоположный, то есть в сторону пласта, и тем самым без «латания» цементной крепи исключает переток (миграцию) газа по заколонному пространству.
Сущность изобретения поясняется чертежом, на котором, в качестве одного из возможных вариантов, изображена схема для реализации предложенного способа.
На схеме представлена скважина, содержащая обсадную колонну 1, лифтовую колонну 2 труб, заполненное тампонажным материалом заколонное пространство 3 за обсадной колонной 1, затрубное пространство 4 между обсадной колонной 1 и лифтовой колонной 2, оснащенной циркуляционным клапаном 5 и пакером 7, продуктивный пласт 9 с расположенной над ним непроницаемой покрышкой 8, интервал перфорации 10 и кольцевой канал 6.
Способ осуществляется следующим образом.
Известными методами исследуют имеющую заколонное давление скважину, после чего определяют причину проявления газа, параметры, пути миграции и источник поступления, например, способом построения кривой восстановления давления или геофизическим методом. Глушат скважину рабочей жидкостью, после чего в интервале обсадной колонны 1 в плотных непроницаемых породах, служащих покрышкой 8 продуктивного пласта 9, напротив указанных непроницаемых пород спускают на бурильных трубах вырезающее устройство, например, УВУ (универсальное вырезающее устройство) или пескоструйный перфоратор. Вырезающим устройством вырезают окно в обсадной колонне 1 с удалением части колонны высотой не менее 5 сантиметров, после чего полностью удаляют тампонажный материал из заколонного пространства 3 в интервале удаления обсадной колонны 1, разрушая миграционные каналы. В вырезанном окне производят расширение ствола скважины до максимально возможного диаметра путем удаления горной породы, затем промывают скважину и очищают ее от продуктов разрушения металла, тампонажного материала и горной породы, формируя таким образом кольцевой канал 6, с помощью которого осуществляется гидравлическая связь между заколонным и внутриколонным пространством скважины. Далее извлекают из скважины бурильные трубы с вырезающим устройством и спускают в продуктивный пласт 9 скважины лифтовую колонну 2 труб, оснащенную пакером 7 и циркуляционным клапаном 5, таким образом, чтобы пакер 7 и циркуляционный клапан 5 располагались между продуктивным пластом 9 и сформированным кольцевым каналом 6. Далее, после спуска в скважину лифтовой колонны 2, через циркуляционный клапан 5 затрубное пространство 4 выше пакера 7, включая сообщенный с затрубным пространством 4 кольцевой канал 6, закачивают выбранную для создания гидрозатвора жидкость, плотность которой рассчитывают по формуле:
,
где
- плотность столба жидкости над (выше) сформированным кольцевым каналом, кг/м3;
k - коэффициент превышения гидростатического давления столба жидкости над пластовым давлением, согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ 08-624-03, п.2.7.3.2);
pmax - максимальное пластовое давление газа в пласте, МПа;
g - ускорение свободного падения, м/с 2;
h - высота столба жидкости (гидрозатвора) над кольцевым каналом, м,
после чего скважину пускают в эксплуатацию.
Для создания гидрозатвора в скважине используют жидкости, содержащие в своем составе рассолы на основе электролитов, полимеры и ингибиторы коррозии.
Выбранную для гидрозатвора жидкость закачивают в объеме, соответствующем объему кольцевого канала 6 с запасом 0,5 м3 на уход для создания избыточного давления, после чего проверяют герметичность кольцевого канала 6 путем постепенного набора давления до величины возможной разницы между гидростатическим давлением столба закачанной в качестве гидрозатвора жидкости и пластового давления газа, которая может возникнуть из-за снижения пластового давления в процессе эксплуатации скважины или работы подземного хранилища газа.
Использование изобретения позволяет обеспечить герметичность заколонного пространства, ликвидировать межпластовый переток из продуктивного в вышележащий пласт, а также исключить потери газа в течение срока эксплуатации, что улучшает экологические условия эксплуатации скважин.
Данный способ реализуется в скважинах, в которых источником газопроявления является продуктивный пласт, а миграция происходит по заколонному пространству до вышележащего проницаемого пропластка или до устья.