СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН
WELL COMPLETION METHOD

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, а именно к заканчиванию скважин с целью обеспечения их герметичности.
Широко распространен способ заканчивания забоя вертикальных нефтяных и газовых скважин с закрытым забоем, согласно [Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин М.: 2000 г., с. 229]. В этом случае продуктивная толща перекрывается сплошной колонной или хвостовиком с последующим цементированием и перфорацией (рис. 4.1. а).
При таком способе заканчивания продуктивный объект вскрывают совместно с вышележащими отложениями с использованием бурового раствора, который не оказывает негативного воздействия на пласт. Затем скважину цементируют. Данная операция нарушает гидродинамическую связь с пластом, для ее восстановления осуществляют перфорацию одним из известных способов (например, кумулятивный, пулевой, гидроструйный).
В зависимости от геолого-геофизических условий и наличия тех или иных материалов и оборудования отличают различные способы цементирования скважины. Не останавливаясь на них, подробно выделим общие их особенности.
В скважине, за счет создания циркуляции, буровой раствор заменяется на тампонажный раствор (возможно, с промежуточным использованием буферной жидкости между ними) с последующим формированием цементного кольца. Вне зависимости от конкретной реализации процесса цементирования скважины создание цементного кольца обладает определенными недостатками и потенциально создает ряд проблем при дальнейшей эксплуатации скважин [Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин М.: 2000 г., с. 229].
♦ Так, неполное вытеснение бурового раствора тампонажным приводит к наличию в дальнейшем трещин, пустот и потере герметичности. В зависимости от различных условий может оказываться невытесненным от 25% до 5% от начального
количества бурового раствора (Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин М: 2000 г, с. 478, рис. 7.4.)
Загустевание тампонажного раствора снижает однородность его распределения в заколонном пространстве и приводит к формированию неохваченных цементированием зон и дополнительной нагрузке на оборудование.
Процесс перфорации скважины, проводимой после формирования цементного камня, приводит к появлению кратковременных, но существенных по значению нагрузок, ведущих к частичному разрушению цементного камня вне зон перфорации.
Наиболее близким к предлагаемому является способ обеспечения герметичности скважины, изложенный в работе С.Н. Закиров, Э.С. Закиров, И.М. Индрупский Глобальные проблемы человечества и пути их преодоления. Москва, Изд-во Preass-Book.ru, Литературно-художественное издание, 155 с: илл. ISBN 978-5-9909574-9-7 (копии соответствующих страниц прилагаются к заявке).
Способ предполагает выполнение ряда работ.
Описание фигуры (фиг. 1)
На фиг. 1 представлена схема забоя скважины. Цифрами отмечено 1 - обсадная колонна, 2 - пакер, 3 - сквозные перфорационные отверстия в обсадной колонне, 4 - сформированная герметизирующим составом зона, 5 - продуктивный пласт, 6 - кровля продуктивного пласта, 7 - подошва продуктивного пласта, 8 - массив непродуктивных пород, включая покрышку (кровлю пласта).
Первая выполняемая операция заключается в спуске обсадной (эксплуатационной) колонны труб под номером 1 (на этапе строительства). В нижней части обсадной колонны предварительно высверливают совокупность отверстий диаметром 1-2 см, располагаемых от подошвы пласта 7 до отметки ниже кровли продуктивного пласта 6.
На отметке кровли пласта к обсадной колонне прикреплен заколонный пакер 2 (с внешней стороны колонны). До определенного момента, о котором будет сказано позже, пакер не раскрывается (т.е. не создает препятствию движению жидкости в пространстве между внешней стороной обсадной колонны и стенкой скважины).
Вторая операция заключается в устранении бурового раствора из внутреннего и затрубного объемов обсадной колонны. Для этого с устья скважины в затрубное пространство закачивают газовый агент вытеснения, например азот. Газовый агент вытеснения в направлении сверху вниз вытесняет буровой раствор из затрубного пространства, мимо закрытого (не раскрытого) пакера, через отверстия 3, соответственно и из внутренней части обсадной колонны к устью скважины.
Закачку газового агента вытеснения продолжают до появления его на устье скважины без признаков бурового раствора.
После этого активируют (раскрывают) пакер 2 для разобщения затрубного пространства выше и ниже пакера. Затем часть газового агента вытеснения из затрубного пространства сбрасывают, например, в атмосферу. При давлении на устье, согласованном с пластовым давлением, в затрубное пространство подают герметизатор. В качестве герметизатора выступает расплавленный гудрон, битум или битумный композит. Подачу осуществляют таким образом, чтобы часть затрубного пространства на устье скважины оставалась открытой для выхода замещаемого герметизатором азота.
При этом температуру в затрубном пространстве поддерживают (с момента закачки герметизатора) на требуемом уровне путем прогрева обсадной колонны за счет электричества или организации циркуляции разогретой воды (или иного теплоносителя) внутри обсадной колонны. Циркуляцию теплоносителя осуществляют за счет спуска колтюбинга (колонны гибких труб) или иной колонны труб меньшего диаметра (например, колонны насосно-компрессорных труб - НКТ) во внутреннее пространство обсадной колонны. Контроль за температурой по глубине в затрубном и внутритрубном пространстве осуществляют термодатчиками.
После затвердения герметизатора (4) в затрубном пространстве в скважину спускают колонну НКТ с глубинным насосом или иную эксплуатационную компоновку и приступают к добыче нефти из продуктивного пласта - 5.
При традиционном цементировании затрубного пространства эксплуатационной колонны (а также и кондуктора) приходится создавать значительные давления в цементировочных агрегатах. При этом приходится преодолевать противодействие столба цементного раствора в затрубном пространстве.
В предлагаемом способе гравитационный фактор не преодолевают, а его используют в качестве подспорья, поскольку подаваемый в затрубное пространство разжиженный герметизирующий агент стекает вниз за счет действия гравитации.
Данная особенность положительна в своем следствии. А именно при закачке цементного раствора снизу вверх отсутствует гарантия, что формируемый цементный камень будет монолитным. В предлагаемом же способе гравитационный фактор, наоборот, будет способствовать монолитности созданного герметизирующего заколонного кольца.
Недостатками данного способа являются:
• наличие вероятности не полного вытеснения бурового раствора потоком вытесняющего газового агента из-за прорыва газа;
• затрудненный контроль распространения герметизатора от устья до забоя;
• Формирование газонасыщенной области за колонной в призабойной зоне ниже пакера.
В основу настоящего изобретения положена задача создания такого способа заканчивания нефтяной (газовой) скважины, чтобы обеспечить максимально полное заполнение затрубного пространства герметизатором и гарантировать герметичность длительное время.
Выполнение поставленной задачи достигают тем, что способ герметизации затрубного пространства включает удаление жидкости из затрубного пространства, с последующей подачей разогретого до текучего состояния герметизатора (гудрона, битума или битумного композита) в количестве, необходимом для заполнения заданного объема затрубного пространства (до устья скважины) для предотвращения возможности поступления в скважину пластового флюида, марку, состав гермитезатора подбирают таким образом, чтобы обеспечить текучесть в процессе закачки в затрубное пространство скважины с последующим застыванием под действием пластовой температуры и давления. Отличие состоит в том, что: при закачке герметизирующего агента на устье в затрубном пространстве создается избыточное давление, для обеспечения более качественного заполнения герметизатором затрубного пространства. После окончания работ по герметизации затрубного пространства создают забойный фильтр из проницаемого тампонажного материала.
Использование герметизирующего агента обеспечивает лучшую герметичность за счет большей пластичности и адгезии, чем у тампонажного раствора.
На этапе бурения предпочтительно использовать буровой раствор на нефтяной основе, так как его использование позволяет в дальнейшем дорастворить остатки бурового раствора в герметизирующем агенте. Описание фигуры 2
На фиг. 2 авторской технологии представлена схема забоя скважины. Цифрами отмечено: 1 - обсадная колона, 2 - пакер, 3 - сквозные перфорационные отверстия в обсадной колонне, 4 - сформированная герметизирующим составом зона, 5 - продуктивный пласт, 6 - кровля продуктивного пласта, 7 - подошва продуктивного пласта, 8 - массив непродуктивных пород, включая покрышку (кровлю пласта), 9 - нагревательные элементы на внешней стороне обсадной колонны; 10 - односторонние клапаны газа.
Способ осуществляют следующим образом.
После окончания бурения в скважину спускают обсадную колонну (1) с предварительно созданными перфорационными отверстиями (3). Устье, затрубное пространство скважины герметизируют и монтируют оборудование, необходимое для дальнейших работ. Устанавливаемое оборудование на устье должно обеспечивать закачку герметизирующего агента в затрубное пространство под давлением с охватом по радиусу от 180 до 270 градусов кольцевого зазора между стенкой скважины и внешней поверхностью обсадной колонны. Оставшийся зазор оборудуют устройством для сбора и стравливания в атмосферу поступающего на устье по затрубью газового агента.
Пакер (2) изначально закрыт, то есть не препятствует движению флюида за колонной.
Поэтому производят закачку в затрубное пространство газового агента, который осуществляет вытеснения жидкости (бурового раствора) из затрубного пространства во внутреннюю часть обсадной колонны. Газовый агент нагнетается в затрубное пространство при давлении существенно выше атмосферного.
Вытесняемая смесь через перфорационные отверстия (3) поступает в обсадную колонну и в дальнейшем поднимается на поверхность. После того как доля газового агента в продукции скважины на устье приближается к 100%, пакер (2) раскрывают (происходит разобщение затрубного пространства выше и ниже пакера) и в затрубье начинают нагнетание герметизирующего агента.
Поступающая на устье газо-жидкостная смесь отстаивается и производится учет объемов жидкости, вытесненных из скважины.
В качестве газового агента для вытеснения может выступать воздух, азот или природный газ.
Марку, состав и параметры нагнетаемого герметизирующего вещества подбирают таким образом, чтобы обеспечить текучесть в процессе закачки в скважину и призабойную зону с последующим застыванием под действием пластовой температуры и давления, но с сохранением пластичности. В качестве битумного композита можно использовать, например, гудрон, битум, битум-полимерный композит с требуемыми свойствами. Объем поданного в скважину герметизирующего вещества должен быть таким, чтобы обеспечить подъем гермитезирующего агента на устье скважины. Сформированная герметизирующим составом зона отмечена на фиг. 2 цифрой 4. В процессе закачки нагревательные элементы 9 поддерживают необходимую температуру.
В дальнейшем возможно использование нагревательного элемента 9, в процессе эксплуатации скважины для управления состоянием затрубного пространства. Так в случаи обнаружения заколонных перетоков и их локализации осуществляют локальный прогрев соответствующего участка заколонного пространства. После приобретения подвижности герметизирующий агент "залечивает" образовавшиеся трещины. Если нарушения достаточно обширны, возможно, будет необходим прогрев части заколонного пространства от места образования трещин до устья.
Если в силу геолого-технологических условий вытеснение бурового раствора газовым агентом сопряжено с высокими сопротивлениями, то на обсадной колонне предусматриваются клапаны (на фиг. 2 номер 10), обеспечивающие одностороннее поступление нагнетаемого вещества из затрубного пространства во внутреннее пространство обсадной колонны.
Количество клапанов и их положение определяют исходя из параметров бурового раствора в скважине и результатов предыдущих работ.
Установка клапанов позволяет удалять столб жидкости из обсадной колонный по частям, создавая меньшие избыточные давления на устье.
Возможны два способа управления клапанами. Первый использует управление за счет перепада давления.
При таком способе устанавливается несколько клапанов, каждый из них имеет свое пороговое значение давления открытия/закрытия. При этом, чем ближе к устью расположен клапан, тем более высокое у него давление открытия. А давление его закрытия выше, чем давление открытия клапана расположенного следующим от устья.
При использовании клапанной системы давление подачи газа меняется следующим образом. Вначале оно повышается так, чтобы был превышен порог открытия верхнего клапана. Когда жидкость в обсадной колонне на уровне клапана оказывается вытесненной, то давление нагнетания газового агента снижается до уровня ниже давления закрытие самого верхнего клапана на самом клапане, но остается при этом выше давления открытия следующего клапана. Таким образом, осуществляют постепенное закрытие клапанов в порядке от устья до забоя. После закрытия всех клапанов (из-за снижения давления подачи газа) циркуляция газа продолжается через отверстия (3). В дальнейшем закачка герметизирующего агента должна вестись при давлении, при котором клапаны остаются закрытыми.
Второй способ предполагает управления клапанами за счет канатной техники.
После окончания закачки герметизирующего агента на забой спускают колонну НКТ или гибкую трубу со специальной муфтой для формирования за обсадной колонной ниже раскрытого пакера фильтра из проницаемого тампонажного материала.
Для снижения давления закачки возможен отбор жидкости из ствола скважины одновременно с нагнетанием газового агента вытеснения.
Работы по созданию фильтра производят по уже существующим соответствующим технологиям.
После этого выполняют подъем используемой для создания проницаемого фильтра компоновки, демонтаж необходимого устьевого оборудования, осуществляют освоение и эксплуатацию по традиционной методикам (известными способами).
Пример реализации предлагаемого способа
Несмотря на простоту предлагаемого способа, авторы не в состоянии продемонстрировать пример его реализации, ибо для этого необходимо иметь доступ к скважине и необходимому оборудованию, а также подготовленный персонал. Вследствие простоты способа и доступности необходимого сырья и оборудования, можно утверждать о пригодности и целесообразности внедрения его в нефтегазовое недропользование.
Способ имеет ограничения к применению. Он не применим в условиях наличия в разрезе многолетнемерзлых пород; в случае, если в процессе эксплуатации в скважину планируется закачка высокотемпературного агента (например, перегретого пара). При наличии промежуточных колонн выполняют процедуру герметизации аналогично изложенной, но с применением подходов, разработанных для цементирования промежуточных колонн.
Преимущества предлагаемого способа
В отличие от традиционного способа, предлагаемый способ нуждается в меньшем количестве наземного оборудования за счет отсутствия необходимости нагнетания под высоким давлением больших объемов тампонажного материала.
Степень надежности предлагаемого способа объясняет следующая аргументация. Неизбежному возможному поступлению нефти или иных флюидов в скважину под высоким давлением противостоит вертикальный «столб» застывшего гудрона, битума или битумного композита. Возможное давление, вследствие притока пластовой нефти, воздействует на боковой торец вертикального «столба», который будет пластично деформироваться без разрушения. В результате будет отсутствовать вертикальная компонента пластового давления, которая могла бы разрушить «столб» и создать аварийную ситуацию с прорвавшейся к устью нефтью под большим давлением.
Система подогрева обеспечивает необходимую подвижность герметизирующего агента, если температурные режимы скважины могут привести к загустеванию нагнетаемого агента.
Работы по созданию фильтра производят по уже существующим соответствующим технологиям.
После этого выполняют подъем используемой для создания проницаемого фильтра компоновки, демонтаж необходимого устьевого оборудования, осуществляют освоение и эксплуатацию по традиционной методикам (известными способами).
Пример реализации предлагаемого способа
Способ имеет ограничения к применению. Он не применим в условиях наличия в разрезе многолетнемерзлых пород; в случае, если в процессе эксплуатации в скважину планируется закачка высокотемпературного агента (например, перегретого пара). При наличии промежуточных колонн выполняют процедуру герметизации аналогично изложенной, но с применением подходов, разработанных для цементирования промежуточных колонн.
Преимущества предлагаемого способа
В отличие от традиционного способа, предлагаемый способ нуждается в меньшем количестве наземного оборудования за счет отсутствия необходимости нагнетания под высоким давлением больших объемов тампонажного материала.
Степень надежности предлагаемого способа объясняет следующая аргументация. Неизбежному возможному поступлению нефти или иных флюидов в скважину под высоким давлением противостоит вертикальный «столб» застывшего гудрона, битума или битумного композита. Возможное давление, вследствие притока пластовой нефти, воздействует на боковой торец вертикального «столба», который будет пластично деформироваться без разрушения. В результате будет отсутствовать вертикальная компонента пластового давления, которая могла бы разрушить «столб» и создать аварийную ситуацию с прорвавшейся к устью нефтью под большим давлением.
Система подогрева обеспечивает необходимую подвижность герметизирующего агента, если температурные режимы скважины могут привести к загустеванию нагнетаемого агента.