Способ ликвидации перетоков флюидов в скважине

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и может быть использовано для устранения миграции газа из продуктивных пластов через покрышку залежей по заколонному и межколонному пространству скважин.

После того, как произведено крепление скважины с использованием общепринятых методов цементирования, в ее зацементированном межколонном и заколонном кольцевом пространстве часто возникают межколонные давления (МКД). Возникновение МКД является следствием движения пластового флюида из продуктивного горизонта вверх по стволу скважины. Например, в газовых скважинах наблюдается поступление пластового природного газа в зацементированное затрубное (заколонное и межколонное) пространство обсаженной скважины, из него в трубное пространство и наоборот, то есть данное осложнение является признаком возникновения межпластовых перетоков газа из продуктивного горизонта. Такие перетоки обусловлены миграцией пластового газа по каналам, образовавшимся как при цементировании скважины, так и в процессе последующей ее эксплуатации. Путями миграции пластового газа становятся зазоры между цементным камнем и обсадными трубами, цементным камнем и окружающими горными породами, трещины и щели в цементном камне, а также недостаточно герметичные элементы подземного оборудования скважины, в частности, резьбовые соединения обсадных колонн.

В научно-технической литературе, посвященной проблеме МКД в нефтяных и газовых скважинах, высказываются многочисленные гипотезы о происхождении каналов, по которым происходит миграция пластовых флюидов. Образование миграционных каналов начинается еще при цементировании обсадных колонн вследствие контракционной усадки цементной массы при застывании и из-за слабой адгезии. Распространение миграционных каналов в зацементированном заколонном и межколонном пространстве происходит под воздействием геологических факторов, механических и физико-химических процессов, вследствие действия динамических нагрузок и знакопеременных деформаций крепи в процессе технологических операций в эксплуатируемой скважине. Усугубляют проблему возникновения МКД также упругие деформации обсадных колонн, температурные колебания, коррозионные процессы. Не исключено, что все описываемые и предполагаемые процессы развития путей миграции пластового флюида имеют место, во всяком случае, отмечается, что, начиная с крепления обсадных колонн и с течением времени в процессе эксплуатации скважины проблема МКД из-за нарушения сплошности цементного кольца продолжает обостряться.

В результате межпластовых перетоков происходит выход пластового флюида к устью скважины, создается угроза разгерметизации устьевого оборудования, нарушения целостности обсадных колонн. Это, в свою очередь, может привести к грифонообразованию, неуправляемому фонтану, и, как следствие, к угрозе выброса или взрыва межколонного флюида.

В ряде случаев межколонные и заколонные газопроявления способствуют насыщению газом расположенных выше пласта-покрышки проницаемых пропластков, что приводит к образованию в них техногенных скоплений газа. Проблемы межколонных перетоков газа и образования его вторичных скоплений очень часто встречаются и при эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ).

В мировой промысловой практике не существует единой методики исследования или модели, позволяющей определить степень опасности развития МКД в скважинах, прогнозировать возможность и интенсивность межколонного проявления. В связи с этим потенциально опасным можно считать появление МКД любой величины в скважинах любых назначений. (Райкевич С.И. Межколонные давления и заколонные движения флюидов в скважинах. Пути решения проблемы, http://asbur.ru/bank_technology/kapital_nyj_remont_skvazhin_krs/zakolonnye_peretoki/mezhkolonnye_davleniya_i_zakolonnye_dvizheniya_flyuidov_v_skvazhinah_p/).

Используемые добывающими компаниями технологии ремонта скважин с МКД, требующие больших затрат, недостаточно эффективны и часто приводят к необходимости ликвидации скважин. При этом ликвидация скважин с МКД также является серьезной проблемой, так как, с одной стороны, нормативными документами запрещается ликвидировать скважину с межколонными давлениями (надо сначала устранить МКД), а с другой стороны МКД появляются и в ликвидированных скважинах.

Все вышеизложенное подтверждает значимость и актуальность решаемой проблемы по устранению неконтролируемых перетоков газа через покрышки залежей, разгерметизированные пробуренными скважинами.

Известен способ восстановления герметичности межколонных пространств скважин повторным цементированием под давлением (РД 39-1-843-82 «Инструкция по ремонту крепи скважин». Краснодар: ВНИИКР-нефть, 1983), включающий спуск насосно-компрессорных труб в скважину до места расположения перфорационных отверстий или дефекта в колонне с последующим нагнетанием через них тампонажного раствора под давлением. Однако, при реализации указанного способа неизбежна миграция газа из продуктивного пласта за обсадной колонной скважины, поскольку флюидопроводящий канал, как правило, герметичен относительно любой жидкости, тем более тампонажного раствора. Тампонажный раствор может создать барьер только для движения газа в обсадную колонну, а миграция газа из продуктивного пласта за обсадной колонной скважины останется, создавая угрозу образования техногенных скоплений газа, межколонных газопроявлений и грифонов на устье скважины.

Наиболее близким к предложенному способу (прототипом) является способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины газовой залежи или залежи, содержащей в своей продукции газ (патент РФ №2272890, Е21В 33/13, опубл. 27.03.2006), в котором 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. Недостатком известного способа является его низкая эффективность, обусловленная сложностью доставки тампонажного материала в зоны с затрудненным гидродинамическим режимом. Кроме того, в результате контракции тампонажного материала и низкой адгезии между ним и горной породой, а также между ним и поверхностью обсадной колонны, в затрубном пространстве скважины образуются соответствующие зазоры, которые, в основном, и являются миграционными каналами, что тоже снижает эффективность известного способа.

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является разработка эффективного способа ликвидации перетоков пластовых флюидов по стволу скважины, обеспечивающего исключение миграции газа в заколонном и межколонном пространстве скважины и устраняющего МКД.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является повышение эффективности восстановления и обеспечения герметичности заколонного и межколонного пространства скважины.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе ликвидации перетоков флюидов в скважине, включающем вырезку части обсадной колонны в интервале покрышки продуктивного пласта, удаление тампонажного материала в интервале вырезанного участка обсадной колонны и расширение ствола скважины, в расширенном участке ствола скважины устанавливают и распакеровывают верхний гидравлический наполняемый пакер, спускаемый в скважину в составе пакерной компоновки, содержащей также жестко соединенный с верхним гидравлическим наполняемым пакером нижний гидравлически управляемый пакер для крепления пакерной компоновки в скважине. Верхний гидравлический наполняемый пакер оснащен выполненным из эластомерного материала рукавным уплотнительным элементом, часть объема которого перед спуском пакерной компоновки заполняют тампонирующим гелеобразным составом, обладающим вязкопластичными свойствами и свойством твердеть при контакте с рабочей жидкостью. На наружную поверхность рукавного уплотнительного элемента наносят слой из пластичного герметизирующего материала.

Способ осуществляют следующим образом.

В скважине, например, газовой или скважине ПХГ, в интервале покрышки продуктивного пласта, т.е. в границах интервала надпродуктивного глинистого пласта-покрышки, вырезают часть обсадной колонны с использованием известных режущих устройств. Длина вырезаемого участка обсадной колонны определяется толщиной пласта-покрышки. Затем удаляют тампонажный материал (материал цементного кольца) по всему интервалу вырезанного участка и производят расширение ствола скважины в упомянутом интервале. После этого в расширенном участке ствола скважины устанавливают и распакеровывают гидравлический наполняемый пакер, спускаемый в скважину в составе пакерной компоновки, состоящей из двух жестко соединенных пакеров: нижнего гидравлически управляемого и верхнего гидравлического наполняемого.

Верхний гидравлический наполняемый пакер предназначен непосредственно для перекрытия путей миграции газа и снабжен рукавным уплотнительным элементом. Нижний гидравлически управляемый пакер предназначен для фиксации всей пакерной компоновки и для точной установки верхнего гидравлического наполняемого пакера в требуемом месте. Посредством нижнего гидравлически управляемого пакера, оснащенного гидравлическим плашечным якорным узлом и гидравлическим уплотнительным узлом, осуществляют фиксацию пакерной компоновки в необходимом интервале с помощью якорного узла и разделение ствола скважины на подпакерное и надпакерное пространство с помощью уплотнительного узла.

Верхний гидравлически наполняемый пакер оснащен выполненным из эластомерного материала рукавным уплотнительным элементом, причем часть внутреннего объема рукавного уплотнительного элемента перед спуском заполняют тампонирующим гелеобразным составом, обладающим вязкопластичными свойствами и свойством твердеть при контакте с рабочей жидкостью. Верхний гидравлический наполняемый пакер устанавливают в расширенной полости ствола скважины, после чего приводят оба пакера пакерной компоновки в рабочее состояние путем нагнетания рабочей жидкости.

Пакерную компоновку спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах. Гидравлические узлы управления срабатыванием нижнего гидравлически управляемого пакера и верхнего гидравлического наполняемого пакера настроены на включение при воздействии на них давления, создающегося при закачке в скважину рабочей жидкости по кольцевому пространству между обсадными трубами и насосно-компрессорными трубами, на которых спускается пакерная компоновка.

Места установки пакерной компоновки выбирают таким образом, чтобы нижний гидравлически управляемый пакер располагался ниже вырезанного участка обсадной колонны, а рукавный уплотнительный элемент верхнего гидравлического наполняемого пакера располагался напротив вырезанного участка обсадной колонны. При этом размер рукавного уплотнительного элемента гидравлического наполняемого пакера выбирают в соответствии с размером вырезанного участка таким образом, чтобы при пакеровке полностью перекрыть вырезанный участок.

После того, как верхний и нижний пакеры будут расположены в необходимых местах установки, начинают закачивать в скважину рабочую жидкость, и тем самым приводить в рабочее состояние нижний гидравлически управляемый пакер и верхний гидравлический наполняемый пакер. В качестве рабочей жидкости используют водный раствор повышенного удельного веса, например, раствор глицерина в воде.

Закачкой рабочей жидкости приводят в рабочее положение нижний гидравлически управляемый пакер. Часть надпакерного пространства вместе с образованной расширенным интервалом полостью заполняют ингибирующим глинистую породу покрышки продуктивного пласта раствором, состав которого предварительно подбирают по соответствующему керну глины. Использование ингибитора позволяет уменьшить разбухание глины и обеспечить устойчивость глинистых пород в интервале расширения ствола скважины.

Под действием давления рабочей жидкости происходит распакеровка гидравлического уплотнительного узла нижнего гидравлически управляемого пакера и упор его наружной поверхности во внутреннюю стенку обсадной колонны. Чем больше давление, тем сильнее прижимается уплотнительный элемент к обсадной колонне. Давление рабочей жидкости одновременно передается на плашки гидравлического якорного узла. Плашки, перемещаясь до соприкосновения с внутренней стенкой обсадной колонны, при дальнейшем увеличении давления своими зубьями врезаются в обсадную колонну и удерживают всю систему от перемещения. Таким образом приводится в рабочее состояние нижний гидравлически управляемый пакер, служащий как для опоры и исключения перемещения под действием изменяющихся термобарических условий жестко соединенного с ним верхнего гидравлического наполняемого пакера, так и для разобщения затрубного пространства в целях защиты рукавного уплотнительного элемента верхнего гидравлического наливного пакера от агрессивного воздействия пластового флюида.

При дальнейшей закачке рабочей жидкости под ее давлением в верхнем гидравлическом наполняемом пакере открывается отверстие для входа рабочей жидкости во внутреннюю полость рукавного уплотнительного элемента.

Рукавный уплотнительный элемент представляет собой выполненную из эластомерного материала оболочку, концы которой закреплены на корпусе верхнего гидравлического наполняемого пакера, раздуваемую изнутри давлением рабочей жидкости и прижимаемую наружной поверхностью к стенкам скважины внутри интервала расширения ствола. Для улучшения адгезии на наружную поверхность рукавного уплотнительного элемента нанесен слой пластичного герметизирующего материала, например, жидкой резины.

Гелеобразная смесь вязкопластичного состава и водонабухающего полимера, которой предварительно перед спуском заполняют часть объема внутренней полости рукавного уплотнительного элемента верхнего гидравлического наполняемого пакера, при контакте с водной средой рабочей жидкости разбухает, раздувает оболочку и затем твердеет. Раздутие оболочки рукавного уплотнительного элемента верхнего гидравлического наполняемого пакера происходит до максимального заполнения интервала расширения ствола скважины. Вся гелеобразная разбухшая смесь затвердевает до состояния, подобного жестко вулканизированной резине. Образуется каркас, неограниченное время сохраняющий форму раздутой оболочки рукавного уплотнительного элемента.

В дальнейшем после завершения операции пакерования рабочая жидкость продолжает находиться в стволе скважины, но уже выполняет роль надпакерной жидкости.

При реализации предлагаемого способа распакеровывание оболочки рукавного уплотнительного элемента верхнего гидравлического наполняемого пакера возможно в полости затрубного пространства любой неправильной формы. Раздутие рукавного уплотнительного элемента верхнего гидравлического наполняемого пакера до прижатия его поверхности к вскрытой поверхности породы пласта-покрышки с высокой степенью надежности перекрывает пути миграции газа через зазоры по границам контактов породы с цементным камнем и цементного камня с обсадной колонной. Одновременно перекрываются все поры, трещины и каверны в теле сплошного цементного камня, то есть устраняются все возможные пути миграции газа. Давление гидравлического столба надпакерной жидкости, действующее на разбухшую и затвердевшую смесь внутри раздутого рукавного уплотнительного элемента верхнего гидравлического наполняемого пакера, обеспечивает ее постоянное прижатие к стенке скважины неограниченно длительное время, что обеспечивает надежное перекрытие путей миграции газа. Наружный слой оболочки рукавного уплотнительного элемента из пластичного герметизирующего материала (жидкой резины) еще больше увеличивает степень надежности перекрытия каналов. Таким образом, реализация предлагаемого способа позволяет исключить межпластовые перетоки, устранить миграцию газа в затрубное и межтрубное пространство скважины по каналам, образовавшимся в процессе строительства и последующей эксплуатации скважины, и эффективно восстановить и обеспечить герметичность зацементированного затрубного пространства.

Пример осуществления способа.

Выполнен капитальный ремонт скважины ПХГ, при проведении которого устранены межпластовые перетоки газа в ее стволе. Скважиной вскрыли надпродуктивную глинистую покрышку на глубине 533-540 м. Скважина обсажена трубами диаметром 146 мм.

Вырезали участок обсадной колонны на глубине от 533,7 до 539,3 м универсальным вырезающим устройством (фрезером колонным раздвижным гидравлическим для вырезания участков обсадной колонны ФКР-146). Полностью удалили материал цементного кольца в интервале вырезанного участка обсадной колонны. После чего в интервале вырезанного участка обсадной колонны расширили ствол скважины с использованием расширителя раздвижного типа РР марки УВУ-146. Образовавшееся расширение заполнили полиэлектролитом ВПК-402, обладающим высокой ингибирующей способностью по отношению к глинам, низким значением показателя фильтрации, высокой соле- и термоустойчивостью, для того, чтобы пакерование верхнего гидравлического наливного пакера производилось в среде ингибирующего глины состава.

В скважину на насосно-компрессорных трубах диаметром 89 мм спустили компоновку, состоящую из жестко соединенных нижнего гидравлически управляемого пакера и верхнего гидравлического наполняемого пакера. Нижний пакер ПИГК-146-500 с присоединенным к нему якорем ЯПГ-146-500 спустили ниже вырезанного интервала на глубину 541 м.

Рукавный уплотнительный элемент верхнего гидравлического наполняемого пакера TAM-J (производства компании «ТАМ INTERNATIONAL))), выполненный из резины с нанесенным наружным слоем из пластичного герметизирующего материала (жидкой резины «ТЕХНОПРОК»), перед спуском в скважину заполнили предварительно приготовленным составом, обладающим вязкопластическими свойствами -смесью гидрофобного полимерного тампонажного раствора (ГПТС) из форполимера ФП-65-2 и бентонита с водонабухающим полимером АК-639. Данная смесь обладает способностью при контакте с водной средой рабочей жидкости в течение трех суток разбухать и твердеть до состояния, подобного жестко вулканизированной резине.

Нагнетанием рабочей жидкости, в качестве которой был использован раствор глицерина плотностью 1250 кг/м³, в кольцевое пространство между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб выполнили установку нижнего гидравлически управляемого пакера и верхнего гидравлического наполняемого пакера.

Распакеровывание оболочки рукавного уплотнительного элемента верхнего гидравлического наполняемого пакера произвели в полости затрубного пространства неправильной формы. Вследствие раздутия рукавного уплотнительного элемента верхнего гидравлического наполняемого пакера до прижатия его наружной поверхности к вскрытой поверхности породы пласта-покрышки надежно перекрыты пути миграции газа через зазоры по границам контактов породы с цементным камнем и цементного камня с обсадной колонной. Одновременно перекрыты все поры, трещины и каверны в теле сплошного цементного камня, то есть устранены все возможные пути миграции газа.

Давление гидравлического столба надпакерной жидкости, действующее на разбухшую и затвердевшую смесь внутри раздутого рукавного уплотнительного элемента, обеспечивает постоянное прижатие его наружной поверхности к стенке скважины неограниченно длительное время, что обуславливает надежное перекрытие путей миграции газа. Наружный слой оболочки рукавного уплотнительного элемента из жидкой резины еще больше увеличивает степень надежности перекрытия каналов. Все это позволило исключить межпластовые перетоки, устранить миграцию газа в затрубное и межтрубное пространство скважины по каналам, образовавшимся в процессе строительства и последующей эксплуатации скважины, и эффективно восстановить и обеспечить герметичность зацементированного затрубного пространства.