Спосіб і склад для герметізації заколонного простору

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении работ по ликвидации заколонных проявлений на нефтяных и газовых скважинах. Известен способ ликвидации негерметичности резьбовых соединений обсадных колонн в скважине, включающий приготовление изолирующего раствора, его доставку к месту негерметичности и введение в место негерметичности [Патент России № 2002029, кл. Е 21 В 29/00, 1991]. Данный способ требует точного определения места негерметичности, что очень трудоемко, а при незначительных пропусках установить место негерметичности невозможно. Более близким к предлагаемому является способ для герметизации заколонного пространства, включающий приготовление изолирующего раствора, его доставку и введение в место негерметичности заколонного пространства [Проспект ВДНХ СССР "Технология ликвидации негерметичности обсадных колонн и заколонных перетоков в скважинах", ВНИИОЭНГ №285, 1980]. Данный способ имеет следующие недостатки. Так как весь изолирующий раствор готовится одной вязкости, то при прохождении такого раствора через место негерметичности из-за "дроссельного" эффекта возникает постоянно одинаковый температурный перепад. При таком снижении температуры из изолирующего раствора постоянно выпадают в осадок частицы одинакового размера. Такие частицы могут закупорить только каналы одного размера. Если подобные каналы окажутся в верхней части заколонного пространства, то здесь будет достигнута герметичность. Остальная зона заколонного пространства останется незаизолированной. В том случае, когда произойдет перекрытие каналов в нижней части негерметичного заколонного пространства, верхняя зона окажется в этом случае незаизолированной, В обоих случаях не будет обеспечена надежная изоляция заколонного пространства. Под действием внешних факторов: солевой агрессии, воды и пр., произойдет разрушение такой малой зоны изоляции. Поэтому заколонные проявления возобновятся. Целью изобретения является усовершенствование известного способа герметизации заколонного пространства путем обеспечения изоляции по всей высоте заколонного пространства. Эта цель достигается тем, что в известном способе герметизации заколонного пространства, включающем приготовление изолирующего раствора, его доставку и введение в место негерметичности заколонного пространства, изолирующий раствор в место негерметичности вводят частями, причем вначале закачивают раствор с пониженной вязкостью, а в конце - раствор с повышенной вязкостью. Применение такого способа герметизации позволяет изолировать заколонное пространство по всей высоте зоны негерметичности заколонного пространства, в том числе и в месте пропуска в обсадной колонне. Известен состав для герметизации заколонного пространства, содержащий воду и изолирующий материал, в качестве которого применяют водорастворимый полимер [Проспект ВДНХ СССР "Способ герметизации неплотных соединений эксплуатационных колонн газовых скважин", ВНИИЭгазпром Л-81880, 1983.]. В качестве водорастворимого полимера в данном составе применяют карбоксилметил целюлозу (КМЦ) в количестве 4-6 %. Данный состав применяют только при отсутствии влаги и температуре до 60°С. Во всех других случаях КМЦ растворяется и выносится через негерметичное заколонное пространство. Задачей настоящего изобретения является усовершенствование известного состава путем применения таких компонентов в составе, чтобы можно было герметизировать заколонное пространство при наличии влаги и температуре среды до 80°С. Такая задача выполняется за счет того, что в известном составе, содержащем воду и изолирующий материал, в качестве которого применяют водорастворимый полимер, он содержит поливиниловый спирт при следующем соотношении компонентов, мас.%: Поливиниловый спирт 0,5-12 Вода Остальное Новым в данном составе является также и то, что он дополнительно содержит полимер, растворяющийся при более низкой температуре, чем поливиниловый спирт, в количестве до 2%. Применение названного состава позволяет расширить область применения для изоляции пропусков в заколонном пространстве в различных условиях, в том числе при наличии влаги и температуре до 80°С. Способ герметизации заколонного пространства осуществляют следующим образом. Вначале решают, где находится место негерметичности, откуда поступает в заколонное пространство газ или другой флюид. После этого приготавливают изолирующий раствор расчетного количества. Причем часть раствора готовят пониженной вязкости, а часть или несколько частей - повышенной вязкости (но неодинаковой вязкости). Закачивают в затрубное пространство приготовленный изолирующий раствор и подают его в место негерметичности: вначале часть раствора с пониженной вязкостью, а в конце - раствор с повышенной вязкостью. После этого устье скважины герметизируют и скважину оставляют в покое на время твердения изолирующего состава. При качественной герметизации скважину пускают в работу. При таком способе закачивания герметизирующего состава герметизация заколонного пространства происходит следующим образом. При прохождении пачки изолирующего раствора через место негерметичности за счет "дроссельного" эффекта при пониженной вязкости происходит незначительно его охлаждение. Поэтому и выпадение изолирующих частиц материала из такого раствора будет незначительное. Раствор пониженной влажности проходит с меньшими гидравлическими сопротивлениями по всей высоте заколонного пространства. В месте негерметичности в обсадной колонне (в основном это - резьбовые соединения) из осевших тончайших частичек изолирующего материала здесь остается на металлической поверхности тончайшая пленка. При прохождении следующей части изолирующего раствора с повышенной вязкостью на этой пленке образуется пленочка увеличенной высоты. При прокачивании последней части, имеющей наиболее высокую вязкость, в этом месте откладываются наиболее крупные частички из раствора, которые в определенный момент закупоривают канал для циркуляции, являющийся местом негерметичности. После прекращения циркуляции через место негерметичности в обсадной колонне вся зона, по которой проходил газ или другой флюид вверх, остается заполненной изолирующим раствором. Цементный камень и горные породы, находящиеся вблизи, "впитывают" излишнюю воду, содержащуюся в изолирующем растворе. Оставшийся в каналах изолирующий материал надежно перекрывает всю эту зону и герметизирует заколонное пространство. Так как снизу эта зона загерметизирована в резьбовом соединении или другом месте негерметичности обсадной колонны, то она не подвергается воздействию избыточного давления со стороны затрубного пространства и поэтому не может быть им разрушена. При наличии выше места негерметичности в обсадной колонне горизонтов с пластовыми водами они оказывают давление на изоляционный материал, расположенный в каналах, по которым поднимался флюид по заколонному пространству. Это давление дополнительно уплотняет этот изоляционный материал. Таким образом, место негерметичности в обсадной колонне надежно перекрывается от воздействия избыточного давления как изнутри, так и снаружи. Во многих случаях закаченную пачку изолирующего раствора полезно подать к месту негерметичности методом "скользящей" заливки. То есть, после подхода закаченной пачки раствора к интервалу изоляции обратным давлением ее поднимают выше. Потом ее обратно подают вниз до интервала изоляции. При такой технологии даже при незнании точного местонахождения интервала негерметичности в обсадной колонне изолирующий раствор будет подан в место негерметичности. Кроме этого, каждый раз при подходе к месту негерметичности изолирующий раствор подхватывается газом и под воздействием избыточного давления из затрубного пространства и проходит в заколонное пространство. При этом каждый раз поверхность негерметичного места (в подавляющем большинстве случаев это резьбовые соединения) покрывается пленкой из частичек изолирующего материала. При многократном прохождении этой пачки через место негерметичности здесь образуется многослойная пленка, которая в конце концов перекрывает его, особенно при прокачивании последней наиболее вязкой пачки. Многократное прохождение пачки изолирующего раствора полезно еще и тем, что при смешении с газом резко снижается вязкость раствора и в результате этого улучшается его прокачиваемость через место негерметичности. Вязкость разгазированного раствора в несколько раз может быть ниже, чем воды. Поэтому он может быть прокачиваемым через место негерметичности, хотя водный раствор, в том числе и вода может быть непрокачиваемым через это место. Изоляция производится составом, содержащем 0,5-12% поливинилового спирта в воде. Состав приготавливают следующим образом. Набирают в емкость 99,05-88% воды от расчетного количества раствора. Воду подогревают до 85-90°С и при помешивании в нее высыпают 0,5-12% поливинилового спирта (ПВС). После этого приготовленный раствор разделяют на несколько частей и путем добавления воды или ПВС делают их разной вязкостью. Таким образом приготовленный состав применяют для герметизации заколонного пространства по вышеописанной технологии. В ряде случаев для экономии ПВС или ускорения его растворения или уменьшения его осаждения при прокачивании в зонах с пониженной температурой рекомендуется в раствор до ввода ПВС добавлять до 2% полимера, растворяющегося при более низкой температуре, чем ПВС. В качестве такого полимера применяют карбоксилметилцелюлозу (КМЦ). При применении такого раствора ПВС оседает в нижней части зоны изоляции, а КМЦ полимеризуется в верхней части в зонах с пониженной температурой. Пример. Данные по скважине: Кондуктор Æ245мм спущен на 350 м, эксплуатационная колонна Æ146мм – на 2760 м и зацементирована на всю глубину, НКТ спущены на 2600 м. Скважина газовая, давление в затрубном пространстве - 180 кгс/см2, межколонное давление - 30 кгс/см2. По характеру падения давления при открытии вентиля на заколонном пространстве решено, что газ в межколонное пространство поступает по цементному кольцу из нижней части скважины через резьбовые соединения в обсадной колонне или через зону перфорации в интервале продуктивного пласта. После стравливания давления на заколонном пространстве и закрытия вентиля давление восстанавливается (до 30 кгс/см2) за 4 часа. Для таких условий выбираем состав такой концентрации, %: ЛВС 0,5 Вода 99,5 Химическая формула ПВС: Для изолирующих растворов применяют ПВС марки 16/1, в котором ацетатных групп меньше 3%. Учитывая низкую проницаемость цементного кольца в заколонном пространстве, для изоляции первую пачку объемом 4 м принимаем названной концентрации, имеющей вязкость после приготовления при температуре 85°С 4 мПа×с. Этот объем раствора приготавливаем в одном агрегате ЦА-320. Во втором отсеке бункера другого ЦА-320 набираем 2 м воды подогретой с помощью ППУ до 90°С и при постоянном перемешивании добавляем 2% ПВС или 40 кг. Вязкость такого состава 9 мПа×с. После приготовления изолирующего состава в затрубное пространство скважины закачиваем первую часть состава объемом 4 м3, после чего трубное и затрубное пространство скважины закрываем. При проведении работ по изоляции вентиль на заколонном пространстве открытый. Скважину оставляем в покое на 10 минут для опускания закаченного раствора в зону негерметичности. По истечении этого времени задвижку на затрубном пространстве открываем, скважину пускаем в работу по затрубному пространству на факел до появления закаченного состава. При появлении состава задвижку на затрубном пространстве вновь закрываем и открываем ее через 10 минут. Скважину снова пускаем в работу по затрубному пространству до появления на устье закаченного состава ПВС. Всего проделываем 8 таких циклов. При появлении на устье закаченной первой части приготовленного состава в затрубное пространство закачиваем вторую часть состава в объеме 2 м3. После этого закрываем задвижку на затрубном пространстве и скважину оставляем в покое для опускания обеих пачек закаченных составов до места негерметичности в обсадной колонне. После этого проделываем 6 циклов подвижек закаченного изолирующего состава, как и при закачивании первой пачки. После этого скважину пустили в работу по затрубному пространству для полного выноса обеих пачек изолирующего состава. Скважину закрыли на 24 часа для полной полимеризации поливинилового спирта, закаченного в зону негерметичности обсадной колонны и за колонное пространство. Перед пуском скважины в работу для очистки от изолирующего состава вентиль на заколонном пространстве закрывают и открывают его только после окончания процесса полимеризации ПВС. Если изоляция признана качественной, о чем свидетельствует отсутствие выхода газа из заколонного пространства скважину пускают в работу по трубному пространству. При некачественной изоляции устанавливают причины и проводят повторную изоляцию по такой или другой технологии. Пример. Данные по скважине. Кондуктор Æ324мм спущен на 250 м. Промежуточная колонна Æ245мм 2000 м. Эксплуатационная колонна Æ146мм - 3250 м. НКТ спущено на 3000 м. Избыточное давление на устье в заколонном пространстве составляет 80 кгс/см2. Давление в затрубном пространстве - 210 кгс/см2. По характеру падения давления при открытии вентиля на заколонном пространстве сделан вывод, что газ в заколонное давление поступает в верхней части эксплуатационной колонны через ее резьбовые соединения примерно на глубине 400-500 м и далее по цементному кольцу газ поступает к устью. После стравливания газа давление в заколонном пространстве восстанавливается за 30 минут. Для этих условий применяют 12% раствор ПВС. В бункеры агрегата ЦА-320 набрали 2 м3 воды, подогретой до 85°С, в каждый отсек бункера по 1 м3. Путем циркуляции на "себя" растворили в первом бункере 50 кг ПВС, во втором бункере - 120 кг ПС. Получили изолирующий раствор с такими параметрами: в первом бункере концентрация ПВС 5% и вязкость 14 мПа×с, во втором бункере концентрация ПВС 12% и вязкость 31 мПа×с. В каждый из отсеков долили по 40 л пенообразователя ТЕАС-М. После этого открыли вентиль на заколонном пространстве и стравили давление. Обвязали Агрегат ЦА320 с эжектором и затрубным пространством скважины, а газовую линию эжектора - с трубным пространством. Пустили скважину в работу на амбар по трубному пространству для снижения давления в затрубном пространстве на максимальную величину. После этого в затрубное пространство через эжектор с одновременной подачей газа из трубного пространства закачали часть раствора ПВС пониженной вязкости. Через 12 минут открыли затрубное пространство до появления на устье вспененного состава ПВС. Задвижку на затрубном пространстве закрыли и вновь оставили скважину в покое для опускания пены и проникновения ее в место негерметичности в обсадной колонне. Потом задвижку на затрубном пространстве снова открыли. Таких циклов проделали 8 раз. Потом в затрубное пространство закачали приготовленный раствор из второго бункера также через эжектор и при подаче газа из трубного пространства. Закаченный пенообразный раствор подавали в место негерметичности методом скользящей заливки по той же технологии, как и при закачивании первой части изолирующего раствора. Всего циклов опускания-подъема проделали 6 раз. После последнего цикла закрыли вентиль на закаленном пространстве и задвижку на затрубном пространстве и скважину оставили в покое на 16 часов. После чего проверили наличие давления в заколонном пространстве. Так как межколонных проявлений не было, то скважину пустили в эксплуатацию. Пример 3. Данные по скважине. Кондуктор Æ324мм спущен на глубину 300 м. Промежуточная колонна Æ245мм - 2500 м. Эксплуатационная колонна Æ146мм - 4500 м спущена двумя секциями: стыковка секций произведена на глубине 2400 м. Межколонное давление после закрытия вентиля на заколонном пространстве через 4 часа достигает 60 кгс/см2. Исследованиями установлено, что пропуски газа происходят через узел стыковки секций и далее газ по цементному кольцу в заколонном пространстве поднимается до устья, Решено герметизацию произвести едва приема: цементное кольцо в заколонном пространстве загерметизировать раствором КМЦ (особенно верхнюю часть в интервале 0-1000 м), а нижнюю часть цементного кольца и узел стыковки - с помощью ПВС. Для герметизации приготовили 5 м3 1-процентного раствора КМЦ, его разлили в бункер агрегата ЦА 32%: в каждый отсек по 2,5 м3. В один из отсеков бункера добавили 0,5% ПВС, а в другой - 2,5% ПВС. Раствор нагрели до 85°С и тщательно перемешали, так чтобы в первом отсеке ПВС растворилось полностью, а во втором примерно 50% ПВС. Раствор во втором отсеке охладили до 70°С. По описанной технологии вначале закачали в затрубное пространство изолирующий раствор с пониженной вязкостью также по методу скользящего тампонирования (между колонной НКТ, спущенной на 4300 м, и эксплуатационной колонной). Дали ему осесть на глубину 2450 м и потом сделали 10 подвижек вверх-вниз. Так как вязкость этой чарти изолирующего состава низкая (не больше 5 мПа×с), то он легко проникает через негерметичность в узле стыковки и поднимается далее по поровым каналам цементного кольца заколонного пространства. Причем из раствора в нижней части цементного кольца выпадают после снижения температуры ниже 80°С частички ПВС, которые образуют пленку на поверхности канала циркуляции в узле стыковки и нижней части цементного кольца. В верхней части заколонного пространства остается только раствор КМЦ, так как температура здесь уже меньше 40°С. В затрубное пространство закачивают вторую часть раствора с повышенной вязкостью (вязкость до 12 мПа×с). После опускания этой пачки до узла стыковки ее выдерживали на месте по 5 минут, а потом "скользили" вверх-вниз. Всего таких циклов сделали 4. Работы производили при открытом вентиле на заколонном пространстве и при избыточном давлении в затрубном пространстве 270 кгс/см2. По окончании подвижек устье скважины герметизировали на 16 часов. Результаты проверки качества герметизации показали отсутствие заколонных проявлений. Поэтому скважину ввели в эксплуатацию. При такой технологии работ герметизация обеспечивается за счет следующего. Раствор КМЦ, имеющий низкую температуру полимеризации (в зависимости от сорта КМЦ до 30°С), обеспечивает хорошую подвижность при снижении температуры ниже 80°С и одновременно достаточно высокую несущую способность. После снижения температуры ниже 30°С происходит полная полимеризация КМЦ, излишняя вода "впитывается" порами циркуляционных каналов и достигается их герметичное перекрытие в верхней части заколонного пространства. В нижней части заколонного пространства герметизация обеспечивается частичками ПВС, которые образуют многослойную прочную пленку. Если место негерметичности в узле стыковки секций имеет площадь поперечного сечения достаточно больших размеров, то герметизацию обеспечивают нерастворенные частицы порошкообразного ПВС, имевшиеся во второй порции закаченного раствора. Эти частички под воздействием избыточного давления в затрубном пространстве обеспечивают окончательную герметизацию. В результате применения такого состава для герметизации заколонного пространства обеспечивается герметизация по всей высоте, начиная от узла стыковки и далее по всей высоте цементного кольца. Достоинства предлагаемого способа и состава для герметизации заколонного пространства: Для высокотемпературных скважин и интенсивных межколонных проявлениях (интенсивность межколонных проявлений: увеличение давления составляет не менее 10 кгс/см2 в час) применяется состав при следующем соотношении компонентов, мас.%: Поливиниловый спирт 0,5-12 КМЦ До 2 Мелкодисперсный наполнитель 0,1-1 Вода Остальное Данный состав применен на скважине 23 Ярошевская и дал положительные результаты. В качестве мелкодисперсного наполнителя могут применяться: графит, угольная или торфяная пыль, сажа, цемент. Достоинства предлагаемого способа и состава для герметизации межколонного пространства: 1. Улучшается качество герметизации. Прокачивание вначале изолирующего раствора с пониженной вязкостью позволяет проникнуть раствору в самые мельчайшие каналы, по которым может проходить газ в негерметичном заколонном пространстве. После полимеризации такой раствор герметично перекрывает эти каналы. Закачивание части раствора с повышенной вязкостью в конце позволяет перекрыть наиболее крупные каналы. А проведение изоляции путем выдержки изолирующего состава в месте негерметичности обсадной колонны в подвижном состоянии позволяет заполнить каналы плотной многослойной пленкой. Все это обеспечивает высокое качество изоляции. 2. Повышается температурный интервал применения до 80°С за счет применения ПВС. Это расширяет область применения герметизации с помощью полимерных материалов. 3. Увеличение глубины (длины) изоляции заколонного пространства. Это обеспечивается за счет КМЦ. Приготовленный раствор из КМЦ имеет низкую температуру полимеризации, Благодаря этому раствор поднимается до поверхности. В последующем такой раствор (также и за счет ПВС) после полной полимеризации герметизирует заколонное пространство по всей длине негерметичного заколонного пространства, начиная от места негерметичности в обсадной колонне и до устья. 4. За счет этого обеспечивается высокая надежность работ по изоляции заколонных проявлений на длительное время. Способ прошел промысловые испытания на предприятиях АО "Укргазпром" и "Ахтырканефтегаз".