способ ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны скважины

Формула изобретения

1. Способ ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны скважины, включающий изоляцию от поступления жидкостей нижней части скважины и закачку изолирующего материала, отличающийся тем, что изоляцию от поступления жидкостей нижней части скважины устанавливают на 3-5 м ниже интервала негерметичности, определяют приемистость интервала негерметичности, при приемистости интервала негерметичности более 300 м³/сут и давлении на устье скважины 10 МПа в качестве изолирующего материала закачивают стабилизированную водонефтяную эмульсию, при приемистости от 150 до 300 м³/сут и давлении на устье скважины 10 МПа в качестве изолирующего материала закачивают полимерцементный раствор "Монолит-Р", при приемистости менее 150 м ³/сут и давлении на устье скважины 10 МПа в качестве изолирующего материала закачивают материал "Гранит", при этом при закачке изолирующего материала закачиваемый объем изолирующего материала доводят по колонне насосно-компрессорных труб до интервала негерметичности, частично выдавливают в скважину до уравновешивания уровней изоляционного материала в колонне насосно-компрессорных труб и межтрубном пространстве, поднимают колонну насосно-компрессорных труб и продавливают изолирующий материал в интервал негерметичности.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при недостижении ликвидации негерметичности после стабилизированной водонефтяной эмульсии закачивают полимерцементный раствор "Монолит-Р" и/или материал "Гранит".

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны скважины.

Известен способ восстановления целостности эксплуатационной колонны скважины, согласно которому в зону интервала нарушения целостности эксплуатационной колонны закачивают гелеобразующий состав. В скважину спускают колонну труб с установленной на ее нижнем конце компоновкой. Размещают указанную компоновку ниже интервала нарушения. Используют компоновку, представленную конусным башмаком, изготовленным в виде каркаса из мягкого металла, заполненного смесью цемента и крошки мягкого металла. Отсоединяют конусный башмак и проталкивают его на забой. Заполняют песком интервал перфорации. Герметизируют спущенную колонну труб относительно эксплуатационной колонны заливкой цементным раствором. Спущенную колонну труб подвешивают. После разбуривания цементного стакана песок из скважины удаляют и запускают ее в работу (Патент РФ №2124112, опублик. 1998.12.27).

Известный способ не исключает попадания гелеобразующего состава в интервал перфорации.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ установки моста, отсекающего нефтяной пласт, согласно которому намывают столб песка, перекрывающий интервал перфорации, а выше него закачивают тампонажный состав. В качестве компонентов тампонажного состава используют водную дисперсию из пресной воды и порошка водонабухающего полимера - ВНП на основе АК-639 в соотношении 1,5 весовых частей на 100 частей пресной воды с вводом в дисперсию гелевых агрегатов ВНП в количестве до 5% к весу пресной воды дисперсии (Патент РФ №2276250, опублик. 2006.05.10 - прототип).

Известный способ позволяет изолировать негерметичность эксплуатационной колонны выше слоя песка, однако надежность изоляции невелика вследствие малой проникающей способности изолирующих материалов в околоскважинное пространство.

В предложенном изобретении решается задача повышения надежности изоляции негерметичности эксплуатационной колонны скважины.

Задача решается тем, что в способе ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны скважины, включающем изоляцию от поступления жидкостей нижней части скважины и закачку изолирующего материала, согласно изобретению изоляцию от поступления жидкостей нижней части скважины устанавливают на 3-5 м ниже интервала негерметичности, определяют приемистость интервала негерметичности, при приемистости интервала негерметичности более 300 м³/сут и давлении на устье скважины 10 МПа в качестве изолирующего материала закачивают стабилизированную водонефтяную эмульсию, при приемистости от 150 до 300 м ³/сут и давлении на устье скважины 10 МПа в качестве изолирующего материала закачивают полимерцементный раствор "Монолит-Р", при приемистости менее 150 м³/сут и давлении на устье скважины 10 МПа в качестве изолирующего материала закачивают материал "Гранит", при этом при закачке изолирующего материала закачиваемый объем изолирующего материала доводят по колонне насосно-компрессорных труб до интервала негерметичности, частично выдавливают в скважину до уравновешивания уровней изоляционного материала в колонне насосно-компрессорных труб и межтрубном пространстве, поднимают колонну насосно-компрессорных труб и продавливают изолирующий материал в интервал негерметичности.

При недостижении ликвидации негерметичности после стабилизированной водонефтяной эмульсии закачивают полимерцементный раствор "Монолит-Р" и/или материал "Гранит".

Признаками изобретения являются:

1) изоляция от поступления жидкостей нижней части скважины;

2) закачка изолирующего материала;

3) установка изоляции от поступления жидкостей нижней части скважины на 3-5 м ниже интервала негерметичности;

4) определение приемистости интервала негерметичности;

5) при приемистости интервала негерметичности более 300 м³/сут и давлении на устье скважины 10 МПа закачка в качестве изолирующего материала стабилизированной водонефтяную эмульсии, при приемистости от 150 до 300 м³/сут и давлении на устье скважины 10 МПа закачка в качестве изолирующего материала полимерцементного раствора "Монолит-Р", при приемистости менее 150 м ³/сут и давлении на устье скважины 10 МПа закачка в качестве изолирующего материала материала"Гранит";

6) при закачке изолирующего материала доведение закачиваемого объема изолирующего материала по колонне насосно-компрессорных труб до интервала негерметичности, частичное выдавливание в скважину до уравновешивания уровней изоляционного материала в колонне насосно-компрессорных труб и межтрубном пространстве, подъем колонны насосно-компрессорных труб и продавка изолирующего материал в интервал негерметичности;

7) при недостижении ликвидации негерметичности после стабилизированной водонефтяной эмульсии закачивают полимерцементный раствор "Монолит-Р" и/или материал "Гранит".

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-6 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 7 является частным признаком изобретения.

Сущность изобретения

В связи со старением фонда скважин проявления негерметичности эксплуатационных колонн носят массовый характер. Известные способы позволяют изолировать негерметичность эксплуатационной колонны, однако надежность изоляции невелика вследствие малой проникающей способности изолирующих материалов в околоскважинное пространство. В предложенном изобретении решается задача повышения надежности изоляции негерметичности эксплуатационной колонны скважины. Задача решается следующим образом.

Устанавливают изоляцию от поступления жидкостей нижней части скважины на 3-5 м ниже интервала негерметичности. В качестве такой изоляции может быть использован взрывпакер, цементный мост и т.п. Определяют приемистость интервала негерметичности. При приемистости интервала негерметичности более 300 м ³/сут и давлении на устье скважины 10 МПа в качестве изолирующего материала закачивают стабилизированную водонефтяную эмульсию. При приемистости от 150 до 300 м³/сут и давлении на устье скважины 10 МПа в качестве изолирующего материала закачивают полимерцементный раствор "Монолит-Р". При приемистости менее 150 м³/сут и давлении на устье скважины 10 МПа в качестве изолирующего материала закачивают материал "Гранит". При этом при закачке изолирующего материала закачиваемый объем изолирующего материала доводят по колонне насосно-компрессорных труб до интервала негерметичности, частично выдавливают в скважину до уравновешивания уровней изоляционного материала в колонне насосно-компрессорных труб и межтрубном пространстве, поднимают колонну насосно-компрессорных труб и продавливают изолирующий материал в интервал негерметичности.

При недостижении ликвидации негерметичности особенно при большой приемистости порядка 700-1000 м³/сут после стабилизированной водонефтяной эмульсии закачивают полимерцементный раствор "Монолит-Р". При недостижении герметичности и в этом случае закачивают материал "Гранит". При этом возможна закачка после стабилизированной водонефтяной эмульсии вместо полимерцементного раствора "Монолит-Р" материала "Гранит".

Стабилизированную водонефтяную эмульсию преимущественно закачивают из расчета 2-4 м ³/погонный м, полимерцементный раствор "Монолит-Р" преимущественно закачивают из расчета 0,2-1,0 м ³/погонный м, материала "Гранит" преимущественно закачивают в объеме 0,1-0,3 м³/погонный м интервала негерметичности.

После закачки каждого материала проводят технологическую выдержку для структурирования материала, набора прочности и создания тампона в пласте.

В качестве стабилизированной нефтяной эмульсии может быть использована эмульсия на основе углеводородной фазы, водяной фазы и эмульгатора типа «Эмультал» или эмульсия на основе дистиллята, эмульгатора «Ялан-Э1» и водного раствора ингибитора соляной кислоты (пат. РФ №2304710, 20.08.2007), или эмульсии следующего состава, мас.%:

углеводородная фаза (нефть)	25-50%
продукт "Изопласт"	1,5-3,0%
эмульгатор	1-2%
водная фаза (вода)	остальное.

Рецептура водонефтяной эмульсии подбирается в каждом конкретном случае в зависимости от проницаемости пласта, типа коллектора и эффективной мощности пласта. Рекомендуемые соотношения водной фазы и углеводородной составляют от 2:1 до 3:1. При данных соотношениях получается водонефтяная эмульсия с условной вязкостью в пределах 250-1000 с, что позволяет значительно снижать проницаемость призабойной зоны скважины. Необходимый объем закачки эмульсии в призабойную зону зависит от приемистости и пористости и составляет от 1 до 3 м³ приготовленной эмульсии на 1 м эффективной мощности пласта.

Продукт "Изопласт" выпускается по ТУ 2458-002-93481995-2006 и представляет собой высокодисперсную двуокись кремния с насыпной плотностью 40-220 г/дм ³. По внешнему виду продукт "Изопласт" представляет собой сыпучий порошок от белого до светло-желтого цвета, суспензия с продуктом "Изопласт" имеет рН от 2 до 8.

В качестве эмульгатора в составе стабилизированной водонефтяной эмульсии может быть использован оленол, неонол, синол и др.

Полимерцементный раствор "Монолит-Р" представляет собой цементный раствор с добавкой «Монолит-Р», выпускаемой по ТУ 2458-003-93481995-2006. Добавка "Монолит-Р" включает водоудерживающую добавку - 3-10%, пластификатор на основе поливинилового спирта - 3-10%, консервант - 0,1-0,5%, пеногаситель - 0,1 0,5%, аминный пластификатор - 0,5-1,0%, краситель - до 2% и воду - остальное до 100%.

Полимерцементный раствор "Монолит-Р" по своим реологическим свойствам отвечает всем требованиям, предъявляемым к цементным растворам. Обладает низкой водоотдачей, не превышающей 5 см³/30 мин при 0,1 МПа. Прочность на изгиб через 7 суток возрастает в 1,67 раза, а прочность на сжатие в 1,6-2,3 раза. Введение в тампонажный цемент добавки "Монолит-Р" приводит к увеличению сцепления с металлом обсадной трубы по сравнению с контрольным образцом в 2-2,5 раза. Отвержденный в течение 7 суток полимерцементный камень является практически безусадочным - линейное расширение составляет 0,1-0,2%. Результаты измерений полимерцементного раствора "Монолит-Р":

водоотдача, см3/30 мин	3,6
водоотделение, %	1,6
время начала затвердевания, час	4,5
время окончания затвердевания, час	18

"Монолит-Р" оказывает положительное влияние на седиментационную устойчивость тампонажного раствора, увеличивает прочность цементного камня, а также увеличивает адгезионную прочность на границе порода-камень-металл. Так адгезия цементного камня с металлом через 72 часа при использовании «Монолит-Р» в 13,5 раза выше по сравнению с тампонажным цементом без добавок.

Для приготовления полимерцементного раствора "Монолит-Р" добавку "Монолит-Р" вводят в емкость с пресной водой из расчета 200 л на 1 т цемента и подвергают принудительной циркуляции в течение 10-15 минут до однородной консистенции технологической жидкости, затем вводят цемент тампонажный и доводят до запланированного удельного веса.

Тампонажный материал "Гранит" выпускается по ТУ 2458-004-93481995-2006 и представляет собой продукт на основе фенол-формальдегидной смолы и добавок. По внешнему виду это однородная жидкость от красновато-коричневого до темно-вишневого цвета с вязкостью не более 55 мПа·с и массовой долей сухого остатка не менее 40%.

При определения компонентного и процентного состава тампонажного материала "Гранит" определяющим фактором служит температура и приемистость в зоне ремонта. Границы температурного диапазона установлены в следующих пределах:

- в диапазоне от 15°С до 80°С "Гранит" используется в композиции с катализатором процесса в количестве 5-25%;

- в диапазоне от 80°С до 110°С "Гранит" используется в композиции с катализатором процесса 50%-ным 0-10%.

В качестве катализатора может быть использован раствор серной, соляной и прочих кислот.

Пример конкретного выполнения

Выполняют ремонт скважины, имеющей негерметичность в интервале 1656-1660 м. Устанавливают взрывпакер на 4 м ниже интервала негерметичности. Определяют приемистость интервала негерметичности, которая равна 800 м³/сут при давлении на устье скважины 10 МПа. В качестве изолирующего материала закачивают стабилизированную водонефтяную эмульсию из расчета 3 м³/пог.м. Проводят технологическую выдержку в течение 24 час. Определяют приемистость интервала негерметичности, который оказывается равен 280 м³/сут. Закачивают в качестве изолирующего материала полимерцементный раствор "Монолит-Р" из расчета 0,5 м³/пог.м. Проводят технологическую выдержку в течение 24 час и определяют приемистость интервала негерметичности, которая оказывается равной 50 м ³/сут. Закачивают в качестве изолирующего материала материал "Гранит" из расчета 0,2 м³/пог.м до технологического стопа, т.е. до прекращения приемистости и отсутствия падения давления за 30 мин выдержки. Проводят технологическую выдержку в течение 24 час, разбуривают взрывпакер и вводят скважину в эксплуатацию. При этом при закачке любого изолирующего материала закачиваемый объем изолирующего материала доводят по колонне насосно-компрессорных труб до интервала негерметичности, частично выдавливают в скважину до уравновешивания уровней изоляционного материала в колонне насосно-компрессорных труб и межтрубном пространстве, поднимают колонну насосно-компрессорных труб и продавливают изолирующий материал в интервал негерметичности.

В результате удается полностью ликвидировать негерметичность эксплуатационной колонны даже при сверхвысокой приемистости интервала негерметичности. Для сравнения известные способы не обеспечивают ликвидации негерметичности при подобной приемистости интервала негерметичности.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения надежности изоляции негерметичности эксплуатационной колонны скважины.