Способ восстановления герметичности обсадных колонн


 


Владельцы патента RU 2471963:

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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам восстановления герметичности обсадных колонн с большой приемистостью в интервале негерметичности. Способ восстановления герметичности обсадных колонн заключается в приготовлении смеси, состоящей из цемента с алюмосиликатными микросферами. Закачивают смесь в скважину с приемистостью более 250 м3/сут в интервал негерметичности колонны и продавливают ее за колонну с созданием в конце закачки давления, превышающего давление разрушения микросфер, и промывают скважину. При этом в состав смеси добавляют 0,05-0,2% от веса цемента фиброволокна с размерами волокон длиной 3-18 мм диаметром 22-35 мкм. Содержание микросфер не превышает 20% в смеси. Причем после достижения давления разрушения микросфер закачку смеси прекращают, а сброс давления производят не менее чем через 3 мин, но не более времени загустевания тампонажной смеси в обсадной колонне. Техническим результатом является повышение прочности и долговечности цементного камня за счет соотношения алюмосиликатных микросфер с цементом и добавлением армирующего фиброволокна заданной длины. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 табл.

 

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам восстановления герметичности обсадных колонн с большой приемистостью в заколонном пространстве.

Известен «Способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн» (пат. RU №2116432, МПК E21B 33/13, опубл. 27.07.1998, бюл. №21), включающий закачку в зону изоляции минерального вяжущего и жидкости отверждения. В качестве минерального вяжущего в способе используют жидкое стекло, а в качестве жидкости отверждения - 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.

Недостаток данного способа заключается в том, что он не предусматривает введения в цементный раствор загущающих или расширяющих минеральных добавок, поэтому, как показывает практика, при повышенной приемистости интервала негерметичности успешность изоляционных работ не превышает 20%.

Наиболее близким по технической сущности к заявленному изобретению является «Способ восстановления герметичности обсадных колонн» (пат. RU №2211305, МПК E21B 33/138, опубл. 27.08.2003, бюл. №24), включающий затворение цемента с минеральными добавками, закачку полученной тампонажной смеси в скважину и продавку ее за колонну. В качестве минеральных добавок в способе используют силикатные или алюмосиликатные микросферы, при этом предварительно определяют приемистость скважины в интервале негерметичности и при приемистости более 250 м3/сут затворяют цемент с указанными добавками, причем при продавке тампонажной смеси в скважине, на глубине негерметичности, создают давление, превышающее давление смятия микросфер.

Недостатком данного способа является то, что цементный камень после затвердевания имеет пористую структуру: небольшие полости 100-200 мкм с водой и остатками микросфер, охваченные цементным камнем, местами данные стенки являются тонкими и разрушаются по истечении времени (через год-два), нарушая герметичность заколонного пространства и, как следствие, происходит разгерметизация обсадной колонны, после чего необходимо производить повторные работы по восстановлению герметичности обсадной колонны, что приводит к дополнительным материальным затратам, так как образующийся тампонажный камень является недостаточно долговечным и ударопрочным и не соответствует показателям по трещинностойкости как на этапе усадки, так и в дальнейшем, при эксплуатации скважины, особенно это актуально при применении цементного раствора с содержанием более 20% силикатных или алюмосиликатных микросфер.

Технической задачей предлагаемого изобретения является создание экономически целесообразного способа восстановления герметичности обсадной колонны с получением герметичного, прочного и долговечного цементного камня в заколонном пространстве и в поглощающем пласте за счет оптимального соотношения алюмосиликатных микросфер с цементом и армирующего фиброволокна заданной длины.

Техническая задача решается способом восстановления герметичности обсадных колонн, включающим приготовление смеси, состоящей из цемента с алюмосиликатными микросферами, закачку смеси в скважину с приемистостью более 250 м3/сут в интервал негерметичности колонны и продавку ее за колонну с созданием в конце закачки давления, превышающего давление разрушения микросфер, и промывку скважины.

Новым является то, что в состав смеси добавляют 0,05-0,2% от веса цемента фиброволокна с размерами волокон 3-18 мм диаметром 22-35 мкм, содержание микросфер не превышает 20% в смеси, причем после достижения давления разрушения микросфер закачку смеси прекращают, а сброс давления производят не менее чем через три минуты, но не более времени загустевания тампонажной смеси в обсадной колонне.

Новым является так же то, что при приемистости скважины 250-350 м3/сут в состав смеси добавляют фиброволокно с размерами волокон от 3 до 12 мм диаметром 22-35 мкм, а при приемистости скважины более 350 м3/сут в состав смеси добавляют фиброволокно с размерами волокон 12-18 мм диаметром 22-35 мкм.

Способ восстановления герметичности обсадных колонн осуществляется следующим образом.

В случаях нарушения герметичности обсадных колонн определяют интервал нарушения и приемистость. Если приемистость составляет не менее 250 м3/сут, то осуществляют предлагаемый способ.

Исходя из исследований, определяют необходимое количество закачиваемой смеси: цемента, 5-20% от веса цемента алюмосиликатных микросфер и фиброволокна с размерами волокон 3-18 мм диаметром 22-35 мкм. Ниже интервала перфорации устанавливают цементный мост. На скважине готовят тампонажную смесь, для чего в сухой цемент (например: тампонажный портландцемент ПЦТ-II-50 ГОСТ 1581-96 и т.п.) добавляют 5-20% от веса цемента (чем приемистость выше, тем большее количество микросфер используют в смеси) алюмосиликатных микросфер и 0,05-0,2% от веса цемента фиброволокна с размерами волокон длиной 3-18 мм диаметром 22-35 мкм, интенсивно перемешивая. Перед закачкой в скважину в сухую смесь добавляют необходимое количество воды, и полученную смесь закачивают по предварительно спущенным в скважину насосно-компрессорным трубам (НКТ) в интервал нарушения, куда продавливают, заполняя заколонное пространство обсадной колонны и поглощающий пласт. При закачке расчетного количества смеси в НКТ эту смесь продавливают по НКТ продавочной жидкостью (например: пресной водой или пластовой водой). После закачки расчетного количества продавочной жидкости в НКТ и, как следствие, тампонажной смеси в зону негерметичности обсадной колонны, расход закачиваемой продавочной жидкости увеличивают так, чтобы давление в интервале нарушения превысило давление разрушения микросфер (обычно 28-32 МПа), вследствие чего происходит быстрое загустевание тампонажного раствора. Затем закачку прекращают и оставляют скважину в закрытом состоянии не менее чем на 3 мин, но не более времени загустевания тампонажной смеси (для исключения прихвата в скважине колонны НКТ тампонажной смесью) в обсадной колонне (оно примерно в 2 раза больше времени загустевания тампонажной смеси, чем в заколонном пространстве), что исключает в этот период времени течение тампонажной смеси из заколонного пространства. После чего производят обратную промывку скважины, далее колонну НКТ приподнимают и оставляют для окончательного затвердевания цемента (ОЗЦ) в тампонажной смеси (обычно 24-48 ч).

В ходе практических испытаний было выявлено, что для достижения оптимального результата при приемистости в скважине 250-350 м3/сут в составе смеси оптимально использовать фиброволокна с размерами волокон длиной от 3 до 12 мм диаметром 22-35 мкм, что не приводит к повышенному сопротивлению и, как следствие, давлению закачки смеси в пласт с сохранением свойств получаемой тампонажной смеси при данной приемистости, а при приемистости скважины более 350 м3/сут в составе смеси оптимально использовать фиброволокна с размерами волокон длиной 12-18 мм диаметром 22-35 мкм, что позволяет получить более эффективную изоляцию обсадной колонны. В таблице приведены результаты опытно-промысловых работ на 9 скважинах ОАО « Татнефть».

Таблица
Результаты опытно-промысловых работ при различной приемистости
Фиброволокно 3, 6, 11 мм Фиброволокно 12, 18 мм
Приемистость, м3/сут 250 315 350 365 371 390 360 372 385
Результат + + + - - - + + +

Из таблицы следует, что при приемистости более 350 м3/сут применяемая технология с использованием фиброволокна с размером волокон от 3 до 12 мм диаметром 22-35 мкм показала отрицательный результат, с использованием же фиброволокна с размером волокон 12-18 мм диаметром 22-35 мкм технология показала положительный результат.

Алюмосиликатные полые микросферы выпускаются по ТУ 21-22-37-94 и представляют собой мелкодисперсный порошок, светло-серого (серого или бурого цвета) цвета, который состоит из полых частиц правильной сферической формы со сплошными непористыми стенками. Сферы имеют диаметр от 10 до 500 мкм, толщину стенки от 2 до 10 мкм и плотность 400-500 кг/м3. Прочность на разрушение при гидростатическом сжатии составляет до 32 МПа. Разрушение микросфер в тампонажной смеси давлением, превышающим давление разрушения микросфер, сопровождается рядом эффектов: во-первых, резко повышаются плотность и вязкость цементного раствора (до нормальной) за счет водоотделения; во-вторых, происходит активация цементного раствора за счет гидродинамических микроударов при «схлопывании» микросфер (кавитационный эффект), в-третьих, происходит некоторый разогрев цементного раствора за счет перехода энергии микроударов в тепловую энергию. Все эти эффекты способствуют быстрому загустеванию и схватыванию цементного раствора.

Фиброволокно - волокно строительное микроармирующее представляет собой однокомпонентное полипропиленовое волокно длиной 3-18 мм диаметром 22-35 мкм, изготовленное по ТУ 2272-006-13429727-2007 «Волокно строительное армирующее», марки ВСМ II. При содержании в тампонажной смеси в количестве 0,05-0,2% при закачке в пористую среду (которой и является пласт) они располагаются вдоль закачиваемого потока и практически не оказывают сопротивления при закачке, при резкой смене направления движения потока фибры волокна оказывают значительное сопротивление (до 10 МПа) в течение времени (обычно до 10 с), необходимого для переориентации волокон, если их в это время зафиксировать, то они надежно закольматируют пористую среду, что и используется в предлагаемом способе. При закачке тампонажной смеси в интервал нарушения фиброволокно не оказывает практически никакого влияния на давление закачки, после достижения давления, превышающего давление разрушения микросфер, за счет гидродинамических микроударов при «схлопывании» микросфер (кавитационный эффект), давление и при этом направление потока смеси меняется хаотически, что приводит к разнонаправленному расположению волокон фибры, а выдержка более трех минут (получено эмпирическим путем) позволяет произойти более интенсивному застыванию вокруг волокон загустевшего цемента, для которого гидрофильные фиброволокна играют роль центров отверждения за счет того, что происходит фиксация волокон фибры в хаотичном направлении, армирование застывающего цемента и исключение его несанкционированного перетока.

После выдержки для распределения волокон фибры производят обратную или прямую промывку: вымывание тампонажной смеси из обсадной колонны в объеме не менее 1,5 объема колонны НКТ, которую после промывки приподнимают на 150-200 м с доливом в скважину жидкости соответствующей плотности глушения скважины и оставляют скважину на ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ) на 24-48 ч. Затем разбуривают цементный мост и опрессовывают обсадную колонну избыточным давлением, а для добывающих скважин - дополнительно снижением уровня. По истечении 16 ч допускается проведение работ в скважине, не приводящих к созданию избыточного давления (СПО).

Пример конкретного выполнения.

В скважине №7890 ОАО «Татнефть» Ромашкинского месторождения геофизическими методами был установлен интервал негерметичности в интервале 1430-1435 м. Непосредственно перед закачкой тампонажной смеси определили приемистость интервала негерметичности закачкой не менее 6,0 м3 технической жидкости с плотностью 1180 кг/м3 при давлении 4 МПа, приемистость составила около 320 м3/сут. Ниже интервала нарушения, над интервалом перфорации установили цементный мост. Прочность микросфер на разрушение определили заранее, она составила 28 МПа. Приготовили 15 м3 тампонажной смеси из портландцемента ПЦТ-П-50 с добавкой 10% от веса цемента алюмосиликатных микросфер и 0,05% от веса цемента полипропиленового фиброволокна ВСМ II по ТУ 2272-006-13429727-2007 «Волокно строительное армирующее» с размером волокон 6 мм. Сухую смесь, состоящую из тампонажного цемента, алюмосиликатных микросфер и фиброволокна, готовили заранее. Приготовление осуществляется следующим образом:

- цементовоз с компрессором набирает необходимое количество цемента, микросфер и фиброволокна. Количество компонентов замеряется на весах марки М 8200 А-6017М;

- смесь перемешивается 3 раза, перетариванием из одного цементовоза (ЗАС-30) в другой;

- приготовленная смесь перетаривается в цементосмеситель (УС6-30) или в отдельную емкость, предназначенную для хранения этой смеси.

Из полученной смеси готовится тампонажная смесь по штатной технологии.

Далее закачали приготовленную тампонажную смесь в скважину по колонне НКТ, продавили за обсадную колонну через интервал негерметичности.

Произвели продавку тампонажной смеси технологической жидкостью плотностью 1180 кг/м3 в объеме 4,23 м3 при начальном давлении 2 МПа и конечном давлении 13 МПа. На глубине 1430 м было достигнуто давление 29,5 МПа (большее, чем давление разрушения микросфер). Остановили закачку, выдержали 10 мин, после чего произвели промывку скважины, подняли колонну НКТ на 150 м и оставили скважину на ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ) на 24 ч. Опрессовали колонну давлением 10 МПа - герметично. Спустили долото диаметром 106 мм на НКТ и разбурили цементный мост в интервале 1400-1435 м. Опрессовали обсадную колонну - герметично.

Цементный раствор с добавкой алюмосиликатных микросфер и фиброволокна с размером волокна 3 мм диаметром 22 мкм при водоцементном отношении 0,5 в нормальных условиях (давление 0,1 МПа, температура 20°C) имеет плотность 1550 кг/м3, растекаемость по конусу АзНИИ - 219 мм, время начала схватывания - 8 ч, механическая прочность на изгиб - 2,1 МПа, на сжатие - 11,1 МПа.

Цементный раствор с добавкой алюмосиликатных микросфер и фиброволокна с размером волокна 6 мм диаметром 25 мкм при водоцементном отношении 0,5 в нормальных условиях (давление 0,1 МПа, температура 20°C) имеет плотность 1550 кг/м3, растекаемость по конусу АзНИИ - 215 мм, время начала схватывания - 8 ч, механическая прочность на изгиб - 2,56 МПа, на сжатие - 11,62 МПа.

Цементный раствор с добавкой алюмосиликатных микросфер и фиброволокна с размером волокна 12 мм диаметром 31 мкм при водоцементном отношении 0,5 в нормальных условиях (давление 0,1 МПа, температура 20°C) имеет плотность 1550 кг/м3, растекаемость по конусу АзНИИ - 210 мм, время начала схватывания - 9 ч 35 мин, механическая прочность на изгиб - 3,34 МПа, на сжатие - 14,1 МПа.

Цементный раствор с добавкой алюмосиликатных микросфер и фиброволокна с размером волокна 18 мм диаметром 35 мкм при водоцементном отношении 0,5 в нормальных условиях (давление 0,1 МПа, температура 20°C) имеет плотность 1550 кг/м3, растекаемость по конусу АзНИИ - 200 мм, время начала схватывания - 10 ч 15 мин, механическая прочность на изгиб - 3,83 МПа, на сжатие - 14,2 МПа.

По отношению к наиболее близкому аналогу использование фиброволокна в тампонажной смеси повышает прочность тампонажного камня на изгиб и сжатие до 20 и 25% соответственно.

Все вышеперечисленное обуславливает низкую водопроницаемость тампонажного камня и увеличивает срок изоляции нарушения обсадной колонны как минимум в два раза, и на всех испытанных скважинах не потребовалось проводить повторных мероприятий по изоляции нарушения, требующих дополнительных материальных и финансовых затрат.

Предлагаемый способ восстановления герметичности обсадных колонн позволяет получить герметичный, прочный и долговечный цементный камень в заколонном пространстве и поглощающем пласте за счет оптимального соотношения алюмосиликатных микросфер с цементом и добавлением армирующего фиброволокна заданной длины, не требует проведения дополнительных технологических операций для изоляции интервала нарушения, что приводит к экономии средств и времени.

1. Способ восстановления герметичности обсадных колонн, включающий приготовление смеси, состоящей из цемента с алюмосиликатными микросферами, закачку смеси в скважину с приемистостью более 250 м3/сут в интервал негерметичности колонны и продавку ее за колонну с созданием в конце закачки давления, превышающего давление разрушения микросфер, и промывку скважины, отличающийся тем, что в состав смеси добавляют 0,05-0,2% от веса цемента фиброволокна с размерами волокон длиной 3-18 мм диаметром 22-35 мкм, содержание микросфер не превышает 20% в смеси, причем после достижения давления разрушения микросфер закачку смеси прекращают, а сброс давления производят не менее чем через 3 мин, но не более времени загустевания тампонажной смеси в обсадной колонне.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при приемистости скважины 250-350 м3/сут в состав смеси добавляют фиброволокно с размерами волокон длиной от 3 до 12 мм диаметром 22-35 мкм, а при приемистости скважины более 350 м3/сут в состав смеси добавляют фиброволокно с размерами волокон длиной 12-18 мм диаметром 22-35 мкм.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных подтянувшимся к забою и перекрывшим нижние отверстия интервала перфорации конусом пластовых вод.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных подошвенными пластовыми водами с подъемом газоводяного контакта (ГВК) выше нижних отверстий интервала перфорации.
Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может найти применение при эксплуатации обводненной нефтяной залежи, для интенсификации работы добывающих скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно - к способам установки цементных мостов для забуривания новых стволов скважин. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к основе отверждаемого тампонажного раствора, используемого для заполнения внутреннего объема открытого и обсаженного ствола скважины между ликвидационными мостами, тампонажными флюидоупорными покрышками и экранами в процессе ликвидации скважин, а также при изоляции продуктивных горизонтов и длительной консервации скважин в пластах с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) и наличием в продукции агрессивных компонентов сероводорода и углекислого газа.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может быть использовано при изоляции водопритока пластов. .
Изобретение относится к полимерным материалам, в частности к эпоксидным компаундам «холодного» отверждения аминными отвердителями в присутствии воды и растворенными в ней минеральными солями и продуктами нефтедобычи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежи высоковязкой нефти и битума

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к способам изоляции пластов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для водоизоляции подошвенных вод в газовых скважинах при разработке газовых и газо-конденсатных залежей с использованием химических реагентов
Изобретение относится к бороцирконатным композициям, применяемым при нефтедобыче

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам ремонта скважин, подверженных заколонной циркуляции воды вследствие нарушения целостности цементного камня
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине с использованием водонабухающих полимеров, и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в обводненных трещиноватых карбонатных коллекторах

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам ремонта скважин, подверженных заколонной циркуляции воды вследствие нарушения целостности цементного камня
Наверх