СПОСОБ 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 35-40°С 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 100°С 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.