Способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин, а также последующих межколонных газопроявлений и грифонов газа на их устье

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве скважин для повышения их качества и уменьшения потерь газа по заколонному пространству в процессе разработки газовых, нефтяных месторождений с вышезалегающими газовыми пластами. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: способ включает крепление обсадных колонн цементированием с подъемом цементного раствора нормальной плотности на высоту до 50 метров от кровли газового пласта. Выше цементного кольца заколонное пространство скважины заполняют стабильным глинистым раствором до устья скважины с удельным весом, создающим гидростатическое давление над цементным кольцом выше пластового и не теряющим свойств создавать и удерживать гидростатическое давление выше давления газа в продуктивном пласте и в проницаемых вышележащих пропластках за весь период эксплуатации скважины. Глинистый раствор готовят на буровой перед закачкой его в скважину на основе отработанного глинистого раствора со шламом с добавкой к нему порошкообразного полиакриламида в количестве 0,5-1% для перевода глинистого раствора в вязкоупругое состояние на весь период эксплуатации скважины в условиях Заполярья. Интервал скважины в многолетнемерзлых породах заполняют незамерзающим раствором с устья скважины с последующим контролем в заколонном пространстве уровня незамерзающего раствора. При снижении уровня производят подкачку незамерзающего раствора соответствующей плотности для обеспечения гидростатического давления в заколонном пространстве выше пластового над цементным кольцом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве скважин для повышения их качества и уменьшения потерь газа по заколонному пространству в процессе разработки газовых, нефтяных месторождений с вышезалегающими газовыми пластами.

Опыт строительства газовых скважин на сеноманские отложения севера Тюменской области предусматривает следующую конструкция скважин:

кондуктор диаметром 299 мм спускают на глубину 550 м и цементируют с подъемом цементного раствора до устья;

эксплуатационную колонну диаметром 168 мм спускают на глубину до 1400 метров и цементируют с подъемом цемента до устья.

Для обеспечения выхода цемента на устье при цементировании обсадных колонн в интервале от устья до глубины на 200 м выше продуктивного пласта применяют такие облегчающие добавки к цементному раствору, как вспученный вермикулит, а в последнее время - микросферы стеклянные.

При невыходе цементного раствора на устье при цементировании предусматривают встречное цементирование обсадных колонн с устья.

Однако при строительстве скважин по указанной технологии, например, на Заполярном ГНКМ при испытании межколонного пространства скважины на герметичность согласно правилам безопасности в НГП п.2.10.6 на 106 кг/см² давление испытания за 30 мин снижается до 40-50 кг/см² и даже до 10 кг/см². Таким образом установлена негерметичность цементного кольца между колонной и кондуктором длиной 550 метров на всех испытанных скважинах.

После ввода скважин на газовых месторождениях севера Тюменской области в промышленную разработку выявлены межколонные газопроявления и грифоны на устье более чем в 50% эксплуатационных скважин. По результатам специальных промысловых исследований межколонного пространства, гидродинамических и геофизических исследований в скважинах выявлены пропуски газа по резьбовым соединениям обсадных колонн скважин и по цементному кольцу зацементированных до устья кондукторов и обсадных колонн скважин. Зафиксированы также перетоки газа по цементному кольцу и скопления газа между кондуктором и обсадной колонной. Установлено, что газ поступает за зацементированную обсадную колонну и мигрирует вверх по цементному кольцу из продуктивного пласта в проницаемые пропластки верхней части разреза скважины, образуя техногенные скопления газа. При достижении газа до устья по цементному кольцу наблюдаются межколонные газопроявления и грифоны на устье скважин.

Следует отметить, что при опрессовке цементного кольца кондуктора согласно правилам безопасности в НГП п.2.10.4 после разбуривания цементного стакана и углубления в породы на 1-3 метра под его башмаком отмечается падение давления опрессовки с 15 до 2-9 кг/см. Давление опрессовки согласно правилам безопасности в НГП п.2.10.4 определяется необходимостью обеспечения герметичности под башмаком колонны при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования. Давление газа под башмаком кондуктора составит более 120 кг/см, а давление опрессовки должно составить: 120-1,20×0,98×550 м=55 кг/см²

Таким образом, газ из пласта мигрирует по негерметичному цементному кольцу, насыщает проницаемые пропластки пород под башмаком кондуктора и проявляется на устье в виде межколонных газопроявлений и грифонов за кондуктором. Сколько газа мигрирует по негерметичному цементному кольцу, оценить практически невозможно. Однако на всех фоновых замерах температуры по стволу скважины, произведенных после длительного простоя освоенных скважин в ожидании окончания строительства УКПГ, отмечается снижение Т° ствола скважины от забоя до глубины 800-1000 м относительно геотермического градиента Земли на 4-6°, выше по разрезу разница Т° начинает уменьшаться и в интервале башмака кондуктора выравнивается. Это происходит вследствие дроссель-эффекта снижения Т° мигрирующего по негерметичному цементному кольцу газа до 800-1000 метров. Выше газ начинает частично мигрировать во вмещающие породы и Т° скважины постепенно выравнивается с прямой геотермического градиента Земли.

Известен способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин, включающий крепление обсадных колонн цементированием в условиях вечномерзлых пород (см., например, патент РФ № 2109909, 27.04.1998).

Недостатком известного способа является низкая эффективность предупреждения миграции газа.

На многих газовых и газоконденсатных месторождениях мира выявлены скважины с межколонными газопроявлениями, грифонами, заколонными перетоками. Скважины с зацементированными обсадными колоннами до устья в осевом направлении являются жестко связанными цементным камнем с породами вскрытого ими разреза, регулярно повторяющимися выступами муфт обсадной колонны, жестко вмонтированными в цементный камень, и неравномерный по диаметру пробуренный наклонно-направленный ствол скважины, а цементный камень не создает гидростатического давления.

Газ может проникать из пласта в цементное кольцо за обсадной колонной и мигрировать в нем только при условии превышения давления в газоносном пласте над давлением за колонной, которое может быть только гидростатическим, и свободного пространства для миграции газа. Гидростатическое давление за обсадной колонной может быть создано только столбом жидкости или текучего вещества, но не камня. Миграция газа начинается при ОЗЦ в результате уменьшения гидростатического давления, создаваемого столбом цементного раствора при его затвердевании. Градиент гидростатического давления уменьшается сначала до давления создаваемого жидкостью затворения цемента и становится равным нулю по окончании схватывания цемента, поскольку цементный камень не имеет текучести. А лабораторные исследования показали, что цементный камень имеет меньший объем, чем исходный объем цементного раствора при закачке в скважину в среднем на 6% для различных типов цементных растворов, включая облегченные. В процессе ОЗЦ в цементном камне образуются каналы за счет всплывания газа при снижающемся гидростатическом давлении твердеющего цементного раствора, образуются трещины в результате водоотдачи и объемной усадки раствора. Некачественное удаление глинистой корки, которая как бы усыхает из-за ухода воды на формирование цементного камня, образует незаполненное кольцевое пространство, обладающее проницаемостью нескольких Дарси. Еще до завершения ОЗЦ газ из продуктивного пласта начинает мигрировать по неполностью сформированному цементному кольцу, образуя каналы к проницаемым пластам и вверх до образования межколонных и заколонных газопроявлений. Растрескивается и разрушается цементный камень в результате испытания обсадных колонн скважин на герметичность избыточным давлением согласно существующим РД, которая осуществляется после ОЗЦ.

Кроме того, по данным петрофизических исследований образцов цементного камня, выполненного ООО “Геомен” ОАО “Пермнефтегеофизика”, приготовленного с применением облегчающих добавок-микросфер стеклянных, последний обладает пористостью около 40% и проницаемостью 1 фм². Цементный камень, облегченный вспученным вермикулитом, обладает пористостью около 50% и проницаемостью около 5 фм².

Таким образом, миграция газа из продуктивного пласта за обсадную колонну скважины, образование техногенных скоплений газа, межколонных газопроявлений и грифонов на устье скважины неизбежны при цементировании обсадных колонн до устья с облегченными растворами и встречным цементированием.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин, а также последующих межколонных газопроявлений и грифонов газа на их устье включает крепление обсадных колонн цементированием с подъемом цементного раствора нормальной плотности на высоту до 50 метров от кровли газового пласта для жесткого закрепления низа колонны в интервале продуктивного пласта, а выше цементного кольца заколонное пространство скважины заполняют стабильным глинистым раствором до устья скважины с удельным весом, создающим гидростатическое давление над цементным кольцом выше пластового и не теряющим свойств создавать и удерживать гидростатическое давление выше давления газа в продуктивном пласте и в проницаемых вышележащих пропластках за весь период эксплуатации скважины, при этом глинистый раствор готовят на буровой перед закачкой его в скважину на основе отработанного глинистого раствора со шламом с добавкой к нему порошкообразного полиакриламида в количестве 0,5-1% для перевода глинистого раствора в вязкоупругое состояние на весь период эксплуатации скважины в условиях Заполярья, интервал скважины в многолетнемерзлых породах заполняют незамерзающим раствором с устья скважины с последующим контролем в заколонном пространстве уровня незамерзающего раствора, при снижении которого производят подкачку незамерзающего раствора соответствующей плотности для обеспечения гидростатического давления в заколонном пространстве выше пластового над цементным кольцом.

Эта технология позволит качественно изолировать не только газоносные пласты и уменьшить вероятность возникновения межколонных газопроявлений с грифонами на скважинах, но и демпфировать воздействие на колонны как природных и техногенных деформационных процессов, так и температурных изменений и для условий многолетнемерзлых пород с характерным для них обратным промерзанием. Эта технология позволит снизить расход цемента на строительство скважины и избавиться от отработанных глинистых растворов, которые накапливаются и захороняются в теле отсыпки кустовых площадок после строительства скважин, создавая дополнительные сложности при эксплуатации. Станет возможным проводить ремонтные работы по замене негерметичных обсадных труб на новые и надежно ликвидировать скважины, предварительно извлекая незацементированные обсадные трубы, заполняя горную выработку смесями на основе природных материалов.

Формула изобретения

Способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин, а также последующих межколонных газопроявлений и грифонов газа на их устье, включающий крепление обсадных колонн цементированием с подъемом цементного раствора нормальной плотности на высоту до 50 м от кровли газового пласта для жесткого закрепления низа колонны в интервале продуктивного пласта, а выше цементного кольца заколонное пространство скважины заполняют стабильным глинистым раствором до устья скважины с удельным весом, создающим гидростатическое давление над цементным кольцом выше пластового и не теряющим свойств создавать и удерживать гидростатическое давление выше давления газа в продуктивном пласте и в проницаемых вышележащих пропластках за весь период эксплуатации скважины, при этом глинистый раствор готовят на буровой перед закачкой его в скважину на основе отработанного глинистого раствора со шламом с добавкой к нему порошкообразного полиакриламида в количестве 0,5-1% для перевода глинистого раствора в вязкоупругое состояние на весь период эксплуатации скважины в условиях Заполярья, интервал скважины в многолетнемерзлых породах заполняют незамерзающим раствором с устья скважины с последующим контролем в заколонном пространстве уровня незамерзающего раствора, при снижении которого производят подкачку незамерзающего раствора соответствующей плотности для обеспечения гидростатического давления в заколонном пространстве выше пластового над цементным кольцом.

NF4A Восстановление действия патента

Дата, с которой действие патента восстановлено: 10.10.2011

Дата публикации: 10.10.2011

---