Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу восстановления герметичности эксплуатационной колонны. При осуществлении способа перед закачкой в скважине ниже дефекта эксплуатационной колонны устанавливают песчаный мост и выше интервала перфорации цементный мост высотой 5-10 м. Через насосно-компрессорные трубы закачивают нефть из расчета 2 м на 1 м эффективной толщины пласта и вытесняют из зоны изоляции воду. После этого закачивают раствор микродура R-U с сульфацеллом, с водоцементным отношением 0,8-0,9 из расчета 0,5-2,0 м на 1 м эффективной толщины пласта при следующем соотношении компонентов, мас.%: микродур R-U 51,4-54,9; сульфацелл 2,3-1,1; вода 46,3-44,0. Технический результат - повышение надежности изоляции при ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны, а также снижение срока изоляционных работ. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение эффективности и снижения срока проведения водоизоляционных работ при ограничении водопритока, восстановление герметичности обсадных колонн, восстановление герметичности заколонного пространства, а также изоляционным работам при бурении скважин в условиях интенсивного водопроявления.

Известен способ восстановления герметичности обсадных колонн цементированием под давлением, заключающийся в закачке тампонирующей смеси в колонну обсадных труб, заполненную промывочной жидкостью и последующей задавке этой смеси в зону негерметичности (Восстановление герметичности обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах. М.: ВНИИОЭНГ сер «Бурение», 1972, с.49-55).

К недостаткам этого способа можно отнести слабую адгезию тампонажного состава к стенкам изолируемого канала, обусловленную наличием на стенках канала промывочной жидкости.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ ликвидации дефектов обсадных колонн, заключающийся в закачке через насосно-компрессорные трубы (НКТ) в скважину водного раствора, содержащего хлористый кальций, раствор цемента, перед закачкой в скважину, ниже дефектов обсадных колонн устанавливают пакер или любой текущий забой, затем через НКТ закачивают последовательно 10-15%-ный раствор хлористого кальция, воду, 15-50%-ный раствор нафтената натрия, или калия, или их смеси, воду, 0,5-5,0 м³ на погонный метр дефектов раствора цемента с водоцементным отношением (В/Ц) 0,5-0,8 с добавкой 20-50% от объема раствора цемента 20-50%-ного нафтената натрия, или калия, или их смеси с последующим продавливанием всей массы в скважину пластовой водой из расчета 1-2 м³ на 1 м мощности пласта до создания технологического экрана (Патент РФ №2170333, МПК 7 Е21В 33/13, опубл. 10.07.2001).

Данный способ обладает недостаточной надежностью изоляции, так как может использоваться при ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны в пределах нефтеносного пласта, о чем свидетельствует последовательность закачки растворов: 10-15%-ный раствор хлористого кальция, воду для вытеснения нефти из зоны дефекта эксплуатационной колонны, 15-50%-ный раствор нафтената натрия или калия, или их смеси, воду для удаления пленки нефти и гидрофилизации пласта, чтобы обеспечить надежное схватывание цемента с эксплуатационной колонной и породами пласта. В случае негерметичности эксплуатационной колонны в пределах водоносного пласта необходимость в вытеснении нефти и гидрофилизации пласта отсутствует, и технология закачки и составы растворов нуждаются в изменении.

Данный способ имеет значительный расход реагентов и не обладает достаточной изоляцией в водоносных пластах.

Техническим результатом является повышение надежности изоляции при ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны в интервалах скважины, расположенных выше продуктивного пласта, за счет использования новых химических компонентов, повышающих прочностные и адгезионные свойства технологического экрана.

Указанный технический результат достигается тем, что способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны, заключающийся в том, что перед закачкой в скважине ниже дефекта эксплуатационной колонны устанавливают песчаный мост и выше интервала перфорации цементный мост высотой 5-10 м, затем через насосно-компрессорные трубы для вытеснения воды из зоны изоляции закачивают нефть из расчета 2 м на 1 м эффективной толщины пласта, после этого закачивают раствор микродура R-U с сульфацеллом, с водоцементным отношением 0,8-0,9 из расчета 0,5-2,0 м³ на 1 м эффективной толщины пласта при следующем соотношении компонентов, мас.%:

микродур R-U	51,4-54,9
сульфацелл	2,3-1,1
вода	46,3-44,0

Данный способ основан на создании технологического экрана в водопроявляющих пластах, прилегающих к интервалу негерметичности эксплуатационной колонны. Ликвидация негерметичности достигается закачкой раствора микродура R-U с сульфацеллом за счет проникновения раствора микродура R-U и сульфацелла и химической реакции между ними происходит ликвидация негерметичности, создается водонепроницаемый технологический экран и устраняется проникновение воды через зону негерметичности.

Основным компонентом раствора является микродур RU - это минеральное гидравлическое вяжущее с определенным стабильным химико-минералогическим составом, подразделяется на три марки по максимальному размеру частиц, который не должен превышать весовой процент d₉₅

- X - d₉₅<6,0 µ м;

- U - d₉₅<9,5 µ м;

- F - d₉₅<16,0 µ м.

Производится ООО «ДюккерХофф-Сухой лог», г.Сухой лог. Сульфацелл выпускается по ТУ 2231-013-32957739-2001 ЗАО «Полицелл», г.Владимир.

Способ осуществляется следующим образом. По геофизическим данным выявляют место негерметичности, глушат скважину, из скважины извлекают подземное оборудование, производят промывку забоя, устанавливают песчаный мост выше интервала перфорации и цементный мост высотой 5-10 м. В скважину в заданный интервал спускают НКТ, пакер 2ПД-ЯГ, на 10-15 м выше интервала негерметичности. До начала закачки реагентов уточняют приемистость интервала негерметичности, затем в скважину через НКТ одним агрегатом раздельно закачивают расчетное количество нефти для вытеснения воды из зоны изоляции из расчета 2 м нефти на 1 м эффективной толщины пласта, а с помощью другого агрегата закачивают расчетное количество раствора микродура R-U с сульфацеллом (В/Ц 0,8-0,9) из расчета 0,5-2,0 м³ на 1 м эффективной толщины пласта. Закачку проводят при постоянном контроле за давлением нагнетания и приемистостью при максимальном давлении закачки, не превышающем 0,8 давления разрыва пласта. По окончании закачки колонну НКТ и пакер 2ПД-ЯГ поднимают на высоту 50-100 м и проводят промывку скважины. После герметизации затрубного пространства скважину оставляют под давлением в течение 8 ч для затвердевания раствора, производят опрессовку эксплуатационной колонны, разбуривание цементного моста и вымыв песка из эксплуатационной колонны.

Для экспериментов по проверке качества изоляции проведены эксперименты с двумя составами раствора с различным водоцементным отношением В/Ц - 0,8; В/Ц - 0,9.

Образцы с одинаковыми компонентами и различным В/Ц показали отличные адгезионные и прочностные характеристики, которые оказались значительно выше у образца с В/Ц - 0,8 (таблица).

Таблица
Состав раствора, мас.%	Водоцементное отношение, В/Ц, доли ед.	Время затвердева- ния, ч	Общее время от затворения до затвердевания, ч	Адгезия, МПа	Прочностная характеристика, МПа
микродур R-U 51,4	0,9	5,5	45,3	24,0	74,5
сульфацелл 2,3
вода 46,3
микродур R-U 54,9	0,8	5,5	7,0	32,0	77,5
сульфацелл 1,1
вода 44,0

Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны, заключающийся в том, что перед закачкой в скважине ниже дефекта эксплуатационной колонны устанавливают песчаный мост и выше интервала перфорации цементный мост высотой 5-10 м, затем через насосно-компрессорные трубы для вытеснения воды из зоны изоляции закачивают нефть из расчета 2 м³ на 1 м эффективной толщины пласта, после этого закачивают раствор микродура R-U с сульфацеллом с водоцементным отношением 0,8-0,9 из расчета 0,5-2,0 м³ на 1 м эффективной толщины пласта при следующем соотношении компонентов, мас.%:

микродур R-U	51,4-54,9
сульфацелл	2,3-1,1
вода	46,3-44,0