Способ ремонта скважины



Способ ремонта скважины

 


Владельцы патента RU 2484234:

ООО "РН-УфаНИПИнефть" (RU)

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам ремонта скважин, подверженных заколонной циркуляции воды вследствие нарушения целостности цементного камня. После предварительной закачки отверждаемого раствора смолы в заколонное пространство производят одновременную закачку отверждаемого раствора смолы и цементного раствора, причем выбор смолы и режим закачки отверждаемого раствора выбранной смолы и цементного раствора соблюдают в соотношении 75:25 об.%, что обеспечивает образование прочного цементно-смоляного камня. Дополнительно в компоновку НКТ включают пакер. Одновременную закачку отверждаемой смолы и цементного раствора осуществляют по двум концентричным колоннам НКТ. В качестве смолы используют ацетоноформальдегидную смолу, отверждаемую отвердителем с щелочным pH. Обеспечивает повышение эффективности способа ремонта скважины за счет предотвращения образования в зоне смешения непрочного тампонажного камня. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к способам ремонта скважин, подверженных заколонной циркуляции воды вследствие нарушения целостности цементного камня.

Известен способ ремонта скважины путем последовательной закачки цементного раствора и отверждаемого раствора смолы с кислотным отвердителем, причем между оторочками цементного раствора и отверждаемого раствора смолы с кислотным отвердителем после отверждения цементного раствора закачивают кислоту для увеличения приемистости обрабатываемой зоны и улучшения адгезии смолы [1].

Известный способ недостаточно эффективен, особенно для скважин, подверженных заколонной циркуляции, так как кислотная обработка нарушает целостность цементного камня в зоне, подлежащей изоляции. Кроме того, при первоначальной закачке цементного раствора происходит изоляция только крупных трещин в цементном кольце, а микротрещины остаются подверженными неконтролируемому действию кислоты, в результате чего они могут увеличиться еще больше, и последующая закачка отверждаемого раствора смолы, позволяющего закупоривать именно микротрещины, может оказаться неэффективной.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ ремонта скважины путем последовательного закачивания цементного раствора, отверждаемого раствора смолы и, повторно, цементного раствора [2].

При первоначальной закачке цементного раствора происходит качественная изоляция только крупных трещин в цементном кольце. Кроме того, закачиваемый цементный раствор, останавливаясь на входе в микротрещины, может заблокировать доступ к ним для последующей оторочки отверждаемого раствора смолы, что отрицательно скажется на длительности эффекта от ремонта, т.к. качественная изоляция микротрещины возможна только в случае проникновения изоляционного материала на большую часть ее длины.

Кроме того, при последовательной закачке согласно литературным данным (например, [3]) в зоне смешения концентрации отверждаемого раствора смолы и цементного раствора будут плавно меняться от 1% до 99%, соответственно будут меняться свойства образующегося камня. Лабораторные исследования авторов (фиг.1) показывают, что при неконтролируемом смешении смолы и цемента образуется, как правило, тампонажный камень более низкой прочности по сравнению с цементным и смоляным камнями. На фиг.1 представлены зависимости прочности на сжатие тампонажного камня от соотношения объемов цементного раствора (при водоцементном соотношении, равном 0,5) и отверждаемого раствора смолы (при следующих концентрациях отвердителя в отвергаемом растворе смолы:

- смола ацетоноформальдегидная АЦФ-75 (ТУ 2228-006-48090685-2002 с изм. №1): отвердитель - 10%-ный раствор NaOH (содержание в отверждаемом растворе смолы 40 об.%);

- смола Софит (ТУ 2200-001-17804808-2008): отвердитель - 32%-ный раствор NaOH (содержание в отверждаемом растворе смолы 10 об.%);

- смола Резойл К-1 (ТУ 2221-637-55778270-2004): отвердитель - КатоРИР Н2 (содержание в отверждаемом растворе смолы 20 об.%).

Видно, что для двух исследованных смол - Софит и Резойл К-1 - при любом соотношении компонентов - отверждаемого раствора смолы и цементного раствора - образуется тампонажный камень, прочность которого ниже прочности цементного или смоляного камня.

Для смолы АЦФ-75 имеется определенный интервал соотношений отверждаемого раствора смолы и цементного раствора, при котором прочность тампонажного камня выше прочности цементного или смоляного камня. Но при большинстве соотношений отверждаемого раствора смолы и цементного раствора прочность тампонажного камня также ниже прочности цементного или смоляного камня.

Также при большой протяженности зоны смешения отверждаемого раствора смолы и цементного раствора в НКТ может происходить их преждевременное отверждение, в результате чего может быть создана аварийная ситуация. Следовательно, способ ремонта скважины, представленный в [2] недостаточно эффективен, и есть смысл направить усилия на образование в стволе скважины зоны смешения с определенным соотношением компонентов.

Решаемая заявляемым техническим решением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа ремонта скважины путем одновременной закачки отверждаемого раствора смолы и цементного раствора за счет предотвращения образования в зоне смешения непрочного тампонажного камня.

Поставленная задача решается тем, что после предварительной закачки отверждаемого раствора смолы в заколонное пространство производят одновременную закачку отверждаемого раствора смолы и цементного раствора, причем выбор смолы и режим закачки отверждаемого раствора выбранной смолы и цементного раствора соблюдают таким образом, чтобы образовывался прочный цементно-смоляной камень.

Дополнительно в компоновку НКТ включают пакер.

Одновременную закачку отверждаемой смолы и цементного раствора осуществляют по двум концентричным колоннам НКТ.

В качестве смолы используют ацетоноформальдегидную смолу, отверждаемую отвердителем с щелочным pH.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Предварительная закачка отверждаемого раствора смолы в заколонное пространство для изоляции микротрещин.

2. Одновременная закачка в интервал изоляции отверждаемого раствора смолы и цементного раствора. Для создания прочного цементно-смоляного камня выбирают смолу типа ацетоноформальдегидной, когда имеет место синергетический эффект при взаимодействии ее отверждаемого раствора с цементным раствором по прочности образующегося цементно-смоляного камня, и соблюдают режим закачки цементного раствора и отверждаемого раствора смолы, а именно расходы (соотношение объемов) цементного раствора и отверждаемого раствора смолы.

3. Подъем НКТ. Скважину оставляют на период ожидания затвердевания тампонажного камня.

4. После окончания периода ожидания затвердевания тампонажного камня разбуривают мост в стволе скважины.

В случае с ацетоноформальдегидной смолой наблюдается синергетический эффект при взаимодействии ее отверждаемого раствора с цементным раствором в соотношении объемов «отверждаемый раствор смолы: цементный раствор» = 3:1 (см. фиг.1). В этом случае прочность тампонажного камня превышает прочность камня, полученного из компонентов смеси по отдельности, что может быть использовано для повышения эффективности ремонта скважин.

В связи с этим способ ремонта осуществляется путем одновременной закачки по двум концентричным колоннам НКТ (труба в трубе) отверждаемого раствора смолы и цементного раствора, объемы оторочек и режим закачки которых выбирают таким образом, чтобы в зоне смешения достигалось соотношение объемов «отверждаемый раствор смолы: цементный раствор» = 3:1 и происходило образование прочного тампонажного камня.

На первом этапе по двум концентричным колоннам НКТ при открытом затрубном пространстве отверждаемый раствор смолы и цементный раствор доводят до башмака НКТ, который располагают на 50 м выше верхних отверстий интервала перфорации продуктивного пласта. При этом отверждаемый раствор смолы подают, например, по наружной колонне НКТ, а цементный раствор при этом - по внутренней.

Далее закрывают внутреннюю колонну НКТ и затрубное пространство. По внешней колонне НКТ отверждаемый раствор смолы начинают продавливать в область заколонной циркуляции водой или гидрофобным агентом под давлением. В результате происходит частичное попадание отверждаемого раствора смолы в продуктивный и водоносный пласты, а также заполнение микротрещин цементного камня в области заколонной циркуляции воды.

При приемистости интервала изоляции более 500 м3/сут (при давлении на устье 100 атм и менее) перед закачиванием отверждаемого раствора смолы требуется предварительное снижение приемистости с использованием гелеобразующих или эмульсионных составов до порядка 300 м3/сут.

После этого при закрытом затрубном пространстве, не прекращая продавки отверждаемого раствора смолы в область заколонной циркуляции воды, открывают внутреннюю колонну НКТ и начинают продавку цементного раствора.

Объем отверждаемого раствора смолы, после продавки которого необходимо начать продавку цементного раствора (Vc1, м3), определяется по формуле (1):

V c1 = k [ π (R c 2 R д 2 )h н m н + π (R c 2 R д 2 )h в m в + 0 ,5 π  (R д 2 R к 2 )(h н + h н + h пер ) ]     (1) ,

где k - коэффициент разбавления отверждаемого раствора смолы водой в НКТ в процессе ее закачки,

Rс - радиус закачки смолы в нефтяной пласт, м,

Rд - радиус скважины по долоту, м,

Rв - радиус закачки смолы в водоносный пласт, м,

hн - толщина нефтяного пласта, м,

mн - пористость нефтяного пласта,

hв - толщина водоносного пласта, м,

mв - пористость водоносного пласта,

Rк - внешний радиус обсадной колонны, м,

hпep - толщина перемычки между продуктивным и водоносным пластами.

Первое слагаемое в формуле определяет объем отверждаемого раствора смолы, попадающий в продуктивный пласт. Второе слагаемое определяет объем отверждаемого раствора смолы, попадающий в водоносный пласт. Третье слагаемое определяет объем отверждаемого раствора смолы, необходимый для изоляции микротрещин в области заколонной циркуляции воды. При этом радиус закачки смолы в нефтяной пласт не может превышать длину перфорационных отверстий, так как это сделает невозможным последующее освоение продуктивного пласта. В случае использования гидрофобного агента коэффициент k принимает значение 1, при использовании воды - более 1, причем может рассчитываться, например, с учетом формул, представленных в [3]. Радиусы закачивания отверждаемого раствора смолы в продуктивный и водоносный пласты могут определяться, например, на основании численного эксперимента, как описано в [4], или исходя из соотношения проводимостей (произведения проницаемостей на толщину) продуктивного и водоносного пластов.

После начала продавки цементного раствора расход технологических жидкостей регулируют таким образом, чтобы в зоне смешения под башмаком НКТ достигалось соотношение объемов «отверждаемый раствор смолы: цементный раствор» = 3:1. Цементно-смоляной раствор не способен к проникновению в пористую среду, в результате чего после заполнения крупных трещин начинается рост давления.

Общий объем цементного раствора (Vц, м3) и отверждаемого раствора смолы (Vc, м3) рассчитывают по формулам (2) и (3) соответственно:

V ц = [ 0 ,5 π  (R д 2 R к 2 )(h н + h в + h пер ) + n π R п 2 1 п +   π R 0 2 (h н + 20) + V ср ] (1 W)   (2) ,

V c = V c1 + W[0 ,5 π  (R д 2 R к 2 )(h н + h в + h пер ) + n π R п 2 1 п +   π R 0 2 (h н + 20) + V ср ]    (3) ,

где n - плотность перфорации, отверстий/м,

Rп - радиус перфорационных отверстий, м,

lп - длина перфорационных отверстий, м,

R0 - внутренний радиус обсадной колонны, м,

Vср - объем срезки цементного раствора, м3,

W - объемная доля отверждаемого раствора смолы в цементно-смоляном растворе, при которой достигается максимальная прочность цементно-смоляного камня.

По достижении давления опрессовки эксплуатационной колонны продавливание растворов водой или гидрофобным агентом прекращается. Затем осуществляют обратную промывку и подъем НКТ на 100-150 м выше интервала перфорации нефтяного пласта и оставляют скважину на период ожидания затвердевания тампонажного камня.

Пример

Например, имеем скважину, в которой геофизическими исследованиями установлено плохое качество цементного кольца и обусловленная этим заколонная циркуляция жидкости. Интервал, подлежащий изоляции (интервал перфорации), находится на глубине 2500 м; его приемистость - 300 м3/сут. Пусть Rд=0,108 м; Rк=0,084 м; Rс=0,3 м; Rв=0,3 м; hн=5 м; mн=0,2; hв=10 м; mв=0,2; hпер=10 м; n=20 отверстий/м; Rп=0,01 м; lп=0,5 м; Ro=0,07 м.

Башмак концентричных колонн НКТ установим на 50 м выше верхних отверстий интервала перфорации продуктивного пласта. При открытом затрубном пространстве отверждаемый раствор ацетоноформальдегидной смолы и цементный раствор доведем до башмака НКТ. При этом отверждаемый раствор ацетоноформальдегидной смолы будем подавать по наружной колонне НКТ, а цементный раствор - по внутренней.

Закроем внутреннюю колонну НКТ и затрубное пространство. По внешней колонне НКТ отверждаемый раствор ацетоноформальдегидной смолы начнем продавливать в область заколонной циркуляции гидрофобным агентом под давлением. Объем закачки отверждаемого раствора ацетоноформальдегидной смолы в заколонное пространство по формуле (1) составляет 0,9 м3.

Не прекращая продавки отверждаемого раствора ацетоноформальдегидной смолы в область заколонной циркуляции воды, откроем внутреннюю колонну НКТ и начнем продавку цементного раствора. При этом расход технологических жидкостей регулируется таким образом, чтобы на забое в зоне смешения под башмаком НКТ достигалось соотношение объемов «отверждаемый раствор смолы: цементный раствор» = 3:1. При этом будет закачано 0,6 м3 отверждаемого раствора ацетоноформальдегидной смолы (по формуле (3)) и 0,2 м3 цементного раствора (по формуле (2)). Итоговый объем смолы, необходимый на скважино-операцию, составляет 1,5 м3, цементного раствора - 0,2 м3.

Цементно-смоляной камень, полученный после отверждения смеси отверждаемого раствора ацетоноформальдегидной смолы и цементного раствора, будет изолировать крупные трещины в цементном кольце, перфорационные отверстия и формировать мост в стволе скважины. При этом его прочность превышает прочность и цементного, и смоляного камня по отдельности, что указывает на желательность использования указанного способа для достижения эффективной изоляции интервала заколонной циркуляции.

Источники информации

1. Патент РФ №2323325. Способ изоляции зоны поглощения пласта / Крючков В.И., Ибрагимов Н.Г., Хисамов Р.С. и др. // Опубл. 27.04.2008 г.

2. A.V.Sakhan, A.A.Chegodaeva, and V.V.Gorbunov. Remedial Cementing at High Temperatures (Case Study: Oilfields of Rosneft-StavropoIneftegaz). Paper SPE 135986 presented at the 2010 SPE Russian Oil & Gas Technical conference held in Moscow, Russia, 26-28 Oct. 2010.

3. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. М.: «Недра», 1981. - 237 с.

4. Ильясов А.М. Моделирование процесса ликвидации заколонной циркуляции жидкости / А.М.Ильясов, И.Ю.Ломакина, А.В.Корнилов [и др.] // ОАО НПФ «Геофизика». Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. - Уфа: «НПФ «Геофизика», 2009. - Вып.6. - С.80-90.

1. Способ ремонта скважины, включающий закачку в интервал изоляции отверждаемого раствора смолы и цементного раствора, отличающийся тем, что после предварительной закачки в заколонное пространство отверждаемого раствора смолы ацетоноформальдегидной с содержанием в нем 40 об.% 10%-го раствора NaOH в качестве отвердителя производят одновременную закачку указанного отверждаемого раствора смолы и цементного раствора, причем интервал соотношений указанного отверждаемого раствора смолы и цементного раствора, предпочтительно 75:25 об.%, при котором прочность тампонажного камня выше прочности цементного или смоляного камня.

2. Способ ремонта скважины по п.1, отличающийся тем, что закачку производят через компоновку НКТ, в которую дополнительно включают пакер.

3. Способ ремонта скважины по п.1, отличающийся тем, что одновременную закачку отверждаемого раствора смолы и цементного раствора осуществляют по двум концентричным колоннам НКТ.



 

Похожие патенты:
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.
Изобретение относится к бороцирконатным композициям, применяемым при нефтедобыче. .
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 нефтедобывающей промышленности. .

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежи высоковязкой нефти и битума. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам восстановления герметичности обсадных колонн с большой приемистостью в интервале негерметичности.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах
Изобретение относится к хелатам цирконя и их использованию на нефтяных месторождениях

Изобретение относится к области получения изолирующего гелеобразующего раствора на водной основе и может быть использовано в строительной индустрии, нефтегазодобывающей отрасли для изоляции водопритоков, при работах по увеличению нефтеотдачи
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частости к герметизирующим составам для изоляционных работ в скважине, которые могут быть использованы для изоляции межколонного и заколонного пространства при эксплуатации скважин на нефтяных и газовых месторождениях, а также на подземных хранилищах газа. Герметизирующий состав для изоляционных работ в скважине состоит из синтетической смолы и отвердителя. Состав дополнительно содержит ингибитор коррозии «ИНКОРГА3-21Т», в качестве синтетической смолы - Композицию эпоксидную марки ХТ-116 Компонент А, в качестве отвердителя - Отвердитель холодного отверждения марки ХТ-116 компонент Б при следующем соотношении ингредиентов, об.%: Композиция эпоксидная марки ХТ-116 Компонент А - 70-74; Отвердитель холодного отверждения марки ХТ-116 компонент Б - 10-14; Ингибитор коррозии «ИНКОРГА3-21Т» - остальное, причем соотношение мас.ч. Отвердитель холодного отверждения марки ХТ-116 компонент Б и Композиция эпоксидная марки ХТ-116 Компонент А составляет 1:6,5-8,6 соответственно. Изобретение позволяет повысить эффективность изоляционных работ.
Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к составам для изоляции и предупреждения обвалообразований в интервалах неустойчивых пород зон поглощения, и может найти применение при строительстве скважин, при ремонтно-изоляционных работах, а также при капитальном ремонте скважин. Способ приготовления состава для изоляции зон поглощений в скважине путем смешивания цемента, глинопорошка, полиакриламида, воды и добавки. Вначале готовят водный раствор добавки путем введения последней в воду, затем при перемешивании добавляют в указанный водный раствор последовательно глинопорошок и цемент, смесь перемешивают не менее 30 мин и далее добавляют порошкообразный полиакриламид, причем в качестве добавки используют метасиликат натрия, а в качестве глинопорошка используют глинопорошок, обеспечивающий выход глинистого раствора вязкостью 20 мПа·с менее 5,0 м3/т, при следующем соотношении компонентов, мас.ч: указанный глинопорошок - 60-80, цемент - 15-20, указанная добавка - 10-20, порошкообразный полиакриламид - 0,005-0,01, вода - 100. Изобретение позволяет повысить изоляционные свойства состава. 3 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты с низкой температурой. Способ изоляции зон водопритока в скважине заключается в закачивании в изолируемый пласт разогретого до температуры 70-90°C водного раствора хлористого кальция плотностью не менее 1500 кг/м3. После закачки водного раствора хлористого кальция производят выдержку в течение 8-12 ч. Далее последовательно закачивают оторочку из углеводородной жидкости и подогретое до температуры 70-90°C стекло жидкое натриевое и проводят выдержку в течение 24-48 ч для образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого. Техническим результатом является увеличение эффективности изоляции зон водопритока в скважине за счет создания более прочного водоизоляционного экрана путем обеспечения образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого, закачанного в пласт, через который обводняется скважина.

Группа изобретений относится к буферным жидкостям, которые используют при операциях цементирования в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - устойчивость буферной жидкости, хорошее восстановление при деформации сдвига, снижение стоимости в большом диапазоне температур. Буферная жидкость для использования в операциях цементирования нефтяных скважин включает водный раствор хлорида кальция и/или бромида кальция; амфотерного вязкоупругого поверхностно-активного вещества и амфифильного полимера, причем амфотерное поверхностно-активное вещество имеет бетаиновую структуру где R является углеводородной группой, которая может быть разветвленной или линейной, ароматической, алифатической или олефиновой и содержать от 14 до 26 атомов углерода и, необязательно, содержать амин; n=2÷4; и р=1÷5; и их смеси. Способ обработки скважины при операции цементирования включает закачку указанной выше буферной жидкости перед цементным раствором для цементирования скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в пластах трещинно-порового типа. Способ проведения водоизоляционных работ в скважине включает закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера. Суспензию водонабухающего полимера закачивают в три цикла, в первом цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 120 г/л закачивают водонабухающий полимер В 50 Э, во втором цикле в воде хлоркальциевого типа с минерализацией 60 г/л закачивают водонабухающий полимер В 105, в третьем цикле в пресной воде закачивают водонабухающий полимер В 210. Изобретение позволяет повысить эффективность водоизоляционных работ и увеличить межремонтный период скважины в 1,1-1,5 раза.
Наверх