Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны скважины


 


Владельцы патента RU 2412333:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при ликвидации негерметичности обсадной колонны в скважине, изоляции водопритоков и межпластовых перетоков в скважине. В способе восстановления герметичности эксплуатационной колонны скважины ведут последовательную закачку в зону изоляции жидкого стекла и водного раствора хлористого кальция с последующим докреплением цементным раствором, первоначально закачивают оторочку пресной воды, закачку жидкого стекла и водного раствора хлористого кальция ведут оторочками, начиная с оторочки водного раствора хлористого кальция. Между каждой оторочкой закачивают буферную оторочку пресной воды. Водный раствора хлорида кальция используют плотностью 1,30-1,38 г/см3. Соотношение объемов водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла в оторочках устанавливают от 1:1 до 1:3. Количество оторочек водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла назначают не менее 2. Продавливают оторочки водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3. Промывают скважину технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3, проводят технологическую выдержку в течение 2-4 часов. Перед закачкой цементного раствора закачивают буферную оторочку пресной воды. После закачки цементного раствора продавливают цементный раствор технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3, промывают скважину технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3 и проводят технологическую выдержку в течение 24-48 часов. Технический результат - повышение надежности способа восстановления герметичности.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при ликвидации негерметичности обсадной колонны в скважине, изоляции водопритоков и межпластовых перетоков в скважине.

Известен способ восстановления герметичности заколонного пространства путем закачки в зону изоляции минерального вяжущего и жидкости отверждения [Авторское свидетельство СССР №1138479, опубл. 07.02.1985].

Данный способ позволяет ликвидировать негерметичность заколонного пространства, но он мало эффективен при использовании его на трещиноватых коллекторах и пластах, сложенных слабосцементированными песчаниками, и имеющих чрезвычайно высокую проницаемость.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн, включающий закачку в зону изоляции минерального вяжущего и жидкости отверждения. В качестве минерального вяжущего закачивают жидкое стекло, а в качестве жидкости отверждения используют водный раствор хлористого кальция, причем закачку этих реагентов в скважину производят одновременно раздельно, до образования геля, затем дополнительно создают блокирующую оторочку Продуктом 119 - 204 с последующим докреплением цементным раствором (Патент РФ №2116432, опубл. 27.07.98 г. - прототип).

Известный способ не всегда обеспечивает полное восстановление герметичности вследствие того, что жидкое стекло и водный раствор хлористого кальция, закачиваемые двумя большими объемами, не полностью перемешиваются в порах околоскважинной зоны и не по всему объему создают прочный и плотный камень.

В предложенном изобретении решается задача повышения надежности работы по восстановлению герметичности эксплуатационной колонны скважины.

Задача решается тем, что в способе восстановления герметичности эксплуатационной колонны скважины, включающем последовательную закачку в зону изоляции жидкого стекла и водного раствора хлористого кальция с последующим докреплением цементным раствором, согласно изобретению, первоначально закачивают оторочку пресной воды, закачку жидкого стекла и водного раствора хлористого кальция ведут оторочками, начиная с оторочки водного раствора хлористого кальция, между каждой оторочкой закачивают буферную оторочку пресной воды, в качестве водного раствора хлорида кальция используют раствор плотностью 1,30-1,38 г/см3, соотношение объемов водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла в оторочках устанавливают от 1:1 до 1:3, количество оторочек водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла назначают не менее 2, продавливают оторочки водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3, промывают скважину технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3, проводят технологическую выдержку в течение 2-4 часов, перед закачкой цементного раствора закачивают буферную оторочку пресной воды, после закачки цементного раствора продавливают цементный раствор технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3, промывают скважину в технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3 и проводят технологическую выдержку в течение 24-48 часов.

Сущность изобретения

Основными причинами нарушения герметичности являются: низкое качество цементирования, отсутствие сцепления цементного камня с обсадной колонной, глушение скважин при давлениях выше давлений опрессовки, разгерметизация в муфтовых соединениях, особенно в интервалах интенсивного набора кривизны, коррозия металла и другие технологические причины. Перфорация также приводит к разрушению обсадных колонн и к ухудшению состояния цементного кольца. После опрессовки обсадной колонны, как правило, наблюдается нарушение ее контакта с цементом. При этом наибольшие нарушения контакта отмечены в интервалах пластов с высокой проницаемостью и кавернами. Часто интервалы нарушений герметичности эксплуатационных колонн находится на глубинах, где залегают высокопроницаемые водонасыщенные песчаники. В связи с этим и приемистость скважин в интервалах негерметичности оказывается чрезвычайно высока.

По этой причине успешность ремонтно-изоляционных работ традиционными методами - закачкой цементных растворов, глинистого раствора, водоизолирующих композиций весьма низкая и в большинстве случаев не превышает 50%.

Применение для восстановления герметичности закачки в зону изоляции жидкого стекла и водного раствора хлористого кальция с последующим докреплением цементным раствором так же не всегда приводит к надежному восстановлению герметичности эксплуатационной колонны скважины вследствие недостаточной перемешиваемости компонентов в порах околоскважинной зоны, что не приводит к созданию по всему объему околоскважинной зоны прочного и плотного камня. В предложенном изобретении решается задача повышения надежности работы по восстановлению герметичности эксплуатационной колонны скважины. Задача решается следующим образом.

Основным заканчиваемым реагентом является жидкое стекло. Для проведения работ используют низкомодульное жидкое стекло, выпускаемое по ГОСТ 13078-81 "Стекло натриевое жидкое". При необходимости плотность жидкого стекла возможно регулировать добавлением пресной воды.

В качестве отверждающей жидкости используется водный раствор хлористого кальция плотностью 1,30-1,38 г/см3 (хлорид кальция ГОСТ 450-77). При взаимодействии водных растворов силиката натрия и хлористого кальция, заканчиваемых в виде раздельных потоков, в околоскважинной зоне образуется устойчивый, объемный осадок геля кремниевой кислоты и силиката кальция. Высокая фильтруемость компонентов позволяет производить закачку при пониженных давлениях нагнетания 2-10 МПа.

Способ реализуется следующим образом.

По геофизическим данным выявляют место негерметичности колонны, излучают качество цементного камня за колонной.

Из эксплуатационной скважины извлекают оборудование, производят промывку забоя, установку пакера выше интервала перфорации. В скважину в заданный интервал спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером (обычно на 10-15 м выше интервала негерметичности).

До начала закачки реагентов уточняют приемистость интервала негерметичности. Закачивают оторочку пресной воды в объеме 0,1-0,5 м3, оторочку жидкого стекла в объеме 2-4 м3, оторочку пресной воды в объеме 0,1-0,5 м3, оторочку водного раствора хлористого кальция в объеме 1-3 м3. Далее цикл закачки оторочки пресной воды, оторочки жидкого стекла и оторочки водного раствора хлористого кальция повторяют. Суммарный объем водного раствора хлорида кальция и жидкого стекла должен составить 10-20 м3. Между оторочками необходимо закачивать буфер из пресной воды в объеме 0,1-0,5 м3. Соотношение объемов водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла в оторочках устанавливают от 1:1 до 1:3. Количество оторочек водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла назначают не менее 2. Продавливают оторочки водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла технологической жидкостью. В качестве технологической жидкости используют воду плотностью 1,00-1,18 г/см3. Промывают скважину технологической жидкостью, проводят технологическую выдержку в течение 2-4 часов для схватывания смеси жидкого стекла и водного раствора хлористого кальция. Закачивают буферную оторочку пресной воды, закачивают цементный раствор в объеме 1 до 15 м3. Продавливают цементный раствор технологической жидкостью, промывают скважину технологической жидкостью и проводят технологическую выдержку в течение 24 - 48 часов для схватывания и твердения цемента. Снимают пакер на колонне насосно-компрессорных труб, поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб, удаляют пакер над интервалом перфорации, разбуривают цементный мост в интервале негерметичности, промывают скважину и запускают ее в работу.

Пример конкретного выполнения

Восстанавливают герметичность эксплуатационной колонны скважины inh iuodo НГДУ «Альметьевнефть».

Нарушение эксплуатационной колонны отмечено на глубине 1375 м. Приемистость нарушения 288 м3/сут. При давлении 3,2 МПа удельная приемистость нарушения q=3,75 м3/час*МПа.

Разобщают скважину выше интервала перфорации и ниже нарушения постановкой пакера на глубине 1390 м. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб, низ которой оборудован пакером разбуриваемой конструкции с обратным клапаном и узлом расстыковки, пакер располагают на глубине 1340 м.

Последовательность работ: продавливают по колонне насосно-компрессорных труб в интервал негерметичности 0,3 м3 пресной воды, 1,5 м3 водного раствора хлорида кальция плотностью 1,35 г/см3, 0,3 м3 пресной воды, 3 м3 жидкого стекла, 0,3 м3 пресной воды, 1 м3 водного раствора хлорида кальция, 0,3 м3 пресной воды, 3 м3 жидкого стекла, 0,3 м3 пресной воды, 1 м3 водного раствора хлорида кальция, 0,3 м3 пресной воды, 3 м3 жидкого стекла, 0,3 м3 пресной воды, 1,5 м3 водного раствора хлорида кальция, 0,3 м3 пресной воды, 4,2 м3 технологической жидкости плотностью 1,05 г/см3. Отстыковывают колонну насосно-компрессорных труб от пакера, обратный клапан на пакере при этом закрывается под воздействием избыточного давления в подпакерном пространстве. Проводят обратную промывку технологической жидкостью плотностью 1,05 г/см3 в объеме 6 м3. Проводят технологическую выдержку в течение 4 часов. Закачивают в колонну насосно-компрессорных труб 0,23 пресной воды, 3,5 м3 цементного раствора. Состыковывают колонну насосно-компрессорных труб с пакером и продавливают 2,69 м3 цементного раствора, 0,2 м3 пресной воды, 3,85 м3 технологической жидкости плотностью 1,05 г/см3. Отстыковывают колонну насосно-компрессорных труб от пакера, обратный клапан на пакере при этом закрывается под воздействием избыточного давления в подпакерном пространстве. Промывают скважину 6 м3 технологической жидкости, поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб, проводят технологическую выдержку в течение 24 часов, спуском долота с винтовым забойным двигателем на колонне насосно-компрессорных труб удаляют разбуриваемый пакер и цементный мост в интервале нарушения и пакер разобщения скважины ниже места негерметичности, запускают скважину в работу.

В результате удается полностью устранить нарушение и обеспечить герметичность эксплуатационной колонны скважины. Серия работ на скважинах по предложенному способу показала 100%-ную успешность работ. Проведение работ по прототипу в 20% случаев приводит к необходимости повторения изоляционных мероприятий.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения надежности работы по восстановлению герметичности эксплуатационной колонны скважины.

Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны скважины, включающий последовательную закачку в зону изоляции жидкого стекла и водного раствора хлористого кальция с последующим докреплением цементным раствором, отличающийся тем, что первоначально закачивают оторочку пресной воды, закачку жидкого стекла и водного раствора хлористого кальция ведут оторочками, начиная с оторочки водного раствора хлористого кальция, между каждой оторочкой закачивают буферную оторочку пресной воды, в качестве водного раствора хлорида кальция используют раствор плотностью 1,30-1,38 г/см3, соотношение объемов водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла в оторочках устанавливают от 1:1 до 1:3, количество оторочек водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла назначают не менее 2, продавливают оторочки водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3, промывают скважину технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3, проводят технологическую выдержку в течение 2-4 ч, перед закачкой цементного раствора закачивают буферную оторочку пресной воды, после закачки цементного раствора продавливают цементный раствор технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3, промывают скважину технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3 и проводят технологическую выдержку в течение 24-48 ч.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии ликвидации газонефтеводопроявлений в межтрубном пространстве при эксплуатации скважин.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины малого диаметра. .
Изобретение относится к способам управления миграцией сыпучих частиц в подземных пластах. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу ликвидации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин со смятой эксплуатационной колонной.
Изобретение относится к газодобыче и может быть использовано для снижения водопроявлений в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для ликвидации поглощений промывочной жидкости при тампонировании скважин.

Изобретение относится к области строительства скважины и может найти применение при креплении нефтяной или газовой скважины, а также при ремонтных работах, связанных с цементированием.

Изобретение относится к разобщению подземных пластов и, более конкретно, к способам закупорки проницаемой зоны в стволе скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для проведения изоляционных и других работ при капитальном ремонте скважин
Изобретение относится к составу цементного раствора и к способу цементирования скважин с его использованием
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин, расположенных в акватории неглубоких водоемов в зоне распространения многолетнемерзлых пород (ММП)
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений с изоляцией водонасыщенных зон продуктивных пластов
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности для ликвидации негерметичности обсадных колонн скважин
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине
Наверх