способ ликвидации нижней заколонной циркуляции скважины

Формула изобретения

1. Способ ликвидации нижней заколонной циркуляции скважины, включающий изоляцию от поступления жидкостей нижней части скважины и закачку изолирующего материала, отличающийся тем, что изолируют от поступления жидкостей нижнюю часть скважины, начиная с глубины выше на 0,8-1,2 м нижних перфорационных отверстий, закачивают в оставшийся открытым верхний интервал перфорации временно изолирующий материал в виде оторочки стабилизированной водонефтяной эмульсии до снижения приемистости на 50-90% от первоначальной, переносят изоляцию от поступления жидкостей в нижнюю часть скважины на 3-5 м ниже нижних перфорационных отверстий, в открывшуюся часть скважины закачивают тампонажный материал «Гранит» в 2 этапа: на 1 этапе доводят материал до интервала ремонта, поднимают колонну насосно-компрессорных труб выше уровня материала «Гранит» и проводят технологическую выдержку до расслоения материала «Гранит», на 2 этапе продавливают в околоскважинную зону нижнюю часть расслоившегося материала «Гранит», проводят обратную промывку, технологическую выдержку для отвердения материала, разрушение кислотой материалов стабилизированной водонефтяной эмульсии и освоение скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после оторочки стабилизированной водонефтяной эмульсии дополнительно закачивают полимерцементный раствор «Монолит-Р» до прекращения приемистости, а разрушение полимерцементного раствора «Монолит-Р» проводят совместно с разрушением кислотой материалов стабилизированной водонефтяной эмульсии.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ликвидации нижней заколонной циркуляции - притока из нижележащего пласта или поглощение жидкости закачки нижележащим пластом.

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, опубл. 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, опубл. 2006.05.10 - прототип).

Известный способ позволяет изолировать интервал перфорации выше слоя песка, в то время как нижние интервалы, как правило, бывающие источниками водопроявления, остаются неизолированными.

В предложенном изобретении решается задача ликвидации нижней заколонной циркуляции скважины.

Задача решается тем, что в способе ликвидации нижней заколонной циркуляции скважины, включающем изоляцию от поступления жидкостей нижней части скважины и закачку изолирующего материала, согласно изобретению изолируют от поступления жидкостей нижнюю часть скважины, начиная с глубины выше на 0,8-1,2 м нижних перфорационных отверстий, закачивают в оставшийся открытым верхний интервал перфорации временно изолирующий материал в виде оторочки стабилизированной водонефтяной эмульсии до снижения приемистости на 50-90% от первоначальной, переносят изоляцию от поступления жидкостей в нижнюю часть скважины на 3-5 м ниже нижних перфорационных отверстий, в открывшуюся часть скважины закачивают тампонажный материал "Гранит" в 2 этапа: на 1 этапе доводят материал до интервала ремонта, поднимают колонну насосно-компрессорных труб выше уровня материала "Гранит" и проводят технологическую выдержку до расслоения материала "Гранит", на 2 этапе продавливают в околоскважинную зону нижнюю часть расслоившегося материала "Гранит", проводят обратную промывку и технологическую выдержку для отвердения материала, разрушение материала стабилизированной водонефтяной эмульсии и освоение скважины.

При недостаточности изоляции после оторочки стабилизированной водонефтяной эмульсии дополнительно закачивают полимерцементный раствор "Монолит-Р" до прекращения приемистости, который разрушают совместно с материалом стабилизированной водонефтяной эмульсии.

Признаками изобретения являются:

1) изоляция от поступления жидкостей нижней части скважины;

2) закачка изолирующего материала;

3) изоляция от поступления жидкостей нижней части скважины, начиная с глубины выше на 0,8-1,2 м нижних перфорационных отверстий;

4) закачка в оставшийся открытым верхний интервал перфорации временно изолирующего материала в виде оторочки стабилизированной водонефтяной эмульсии до снижения приемистости на 50-90% от первоначальной;

5) дополнительная закачка полимерцементного раствора "Монолит-Р" до прекращения приемистости;

6) перенесение изоляции от поступления жидкостей в нижнюю часть скважины на 3-5 м ниже нижних перфорационных отверстий;

7) закачка в открывшуюся часть скважины тампонажного материала "Гранит" в 2 этапа: на 1 этапе доведение материала до интервала ремонта, подъем колонны насосно-компрессорных труб выше уровня материала "Гранит" и проведение технологической выдержки до расслоения материала "Гранит", на 2 этапе продавка в околоскважинную зону нижней части расслоившегося материала "Гранит", проведение обратной промывки и технологическая выдержка для отверждения материала;

8) разрушение материалов стабилизированной водонефтяной эмульсии и полимерцементного раствора "Монолит-Р";

9) освоение скважины.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3, 4, 6-8 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 5 является частным отличительным признаком изобретения.

Сущность изобретения

Наиболее частым случаем обводнения добываемой нефти является поступление воды за счет заколонных перетоков из нижних водоносных пластов. Изоляция таких заколонных перетоков известными способами малоэффективна. В предложенном изобретении решается задача ликвидации нижней заколонной циркуляции скважины. Задача решается следующим образом.

Выполняют изоляцию от поступления жидкостей нижней части скважины, например, засыпкой песком, установкой взрывпакера и т.п., начиная с глубины выше на 0,8-1,2 м нижних перфорационных отверстий. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб и через оставшиеся сверху незаизолированными от поступления жидкостей перфорационные отверстия закачивают в верхний интервал перфорации временно изолирующий материал в виде оторочки стабилизированной водонефтяной эмульсии до снижения приемистости на 50-90% от первоначальной. При недостаточности изоляции дополнительно закачивают полимерцементный раствор "Монолит-Р" до прекращения приемистости. Проводят технологическую выдержку для тампонирования обрабатываемой зоны. Переносят изоляцию от поступления жидкостей в нижнюю часть скважины на 3-5 м ниже нижних перфорационных отверстий, например, разбуриванием взрывпакера и постановкой нового взрывпакера на новом месте или вымыванием части песка до нужной глубины и т.п. Спускают колонну насосно-компрессорных труб до нового уровня изоляции от поступления жидкостей. В открывшуюся часть скважины закачивают тампонажный материал "Гранит" в 2 этапа: на 1 этапе доводят материал до интервала ремонта, поднимают колонну насосно-компрессорных труб выше уровня материала "Гранит" и проводят технологическую выдержку до расслоения материала "Гранит", на 2 этапе продавливают в околоскважинную зону нижнюю часть расслоившегося материала "Гранит", проводят обратную промывку и технологическую выдержку для отвердения материала. Проводят разрушение стабилизированной водонефтяной эмульсии и "Монолит-Р", удаляют изоляцию от поступления жидкостей и осваивают скважину.

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 эмульсия 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 фенолформальдегидной смолы и добавок. По внешнему виду это однородная жидкость от красновато-коричневого до темно-вишневого цвета с вязкостью не более 55 мПас и массовой долей сухого остатка не менее 40%.

При определении 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

Проводят ликвидацию нижней заколонной циркуляции нефтедобывающей скважины с интервалом перфорации в интервале 2172-2182 м.

По результатам гидродинамических исследований скважины движение жидкости и отсутствие цементного камня отмечено в интервале 2182-2195 м. В скважину поставляют песок и, тем самым, изолируют от поступления жидкостей нижнюю часть скважины, начиная с глубины выше на 1 м нижних перфорационных отверстий, т.е. на глубине 2181 м. Закачивают в оставшийся открытым верхний интервал перфорации временно изолирующий материал в виде оторочки стабилизированной водонефтяной эмульсии в объеме 18 м³ до снижения приемистости на 70% от первоначальной. Вымывают часть песка из скважины и, тем самым, переносят изоляцию от поступления жидкостей в нижнюю часть скважины на 3 м ниже нижних перфорационных отверстий. В открывшуюся часть скважины закачивают тампонажный материал "Гранит" в объеме 1,0 м³ в 2 этапа: на 1 этапе доводят материал до интервала ремонта и поднимают колонну насосно-компрессорных труб выше уровня материала "Гранит" на 70 м и проводят технологическую выдержку в течение 20 мин для расслоения материала "Гранит". На 2 этапе продавливают в околоскважинную зону нижнюю часть расслоившегося материала "Гранит" до получения «технологического стопа» с оставлением забоя не ниже интервала 2181 м, проводят обратную промывку и технологическую выдержку в течение 24 ч для отверждения материала. Проводят разрушение материалов стабилизированной водонефтяной эмульсии и полимерцементного раствора "Монолит-Р" кислотной обработкой. Осваивают скважину.

В результате заколонные перетоки были полностью устранены.

Пример конкретного выполнения

Проводят ликвидацию нижней заколонной циркуляции нефтедобывающей скважины с интервалом перфорации в интервале 2172-2182 м.

По результатам гидродинамических исследований скважины движение жидкости и отсутствие цементного камня отмечено в интервале 2182-2195 м. В скважину поставляют песок и, тем самым, изолируют от поступления жидкостей нижнюю часть скважины, начиная с глубины выше на 1 м нижних перфорационных отверстий, т.е. на глубине 2181 м. Закачивают в оставшийся открытым верхний интервал перфорации временно изолирующий материал в виде оторочки стабилизированной водонефтяной эмульсии в объеме 18 м³ до снижения приемистости на 70% от первоначальной и полимерцементный раствор "Монолит-Р" в объеме 0,9 м³ до прекращения приемистости. Проводят технологическую выдержку для схватывания полимерцементного раствора "Монолит-Р". Вымывают часть песка из скважины и, тем самым, переносят изоляцию от поступления жидкостей в нижнюю часть скважины на 3 м ниже нижних перфорационных отверстий. В открывшуюся часть скважины закачивают тампонажный материал "Гранит" в объеме 1,0 м³ в 2 этапа: на 1 этапе доводят материал до интервала ремонта и поднимают колонну насосно-компрессорных труб выше уровня материала "Гранит" на 70 м и проводят технологическую выдержку в течение 20 мин для расслоения материала "Гранит". На 2 этапе продавливают в околоскважинную зону нижнюю часть расслоившегося материала "Гранит" до получения «технологического стопа» с оставлением забоя не ниже интервала 2181 м, проводят обратную промывку и технологическую выдержку в течение 24 ч для отверждения материала. Проводят разрушение материалов стабилизированной водонефтяной эмульсии и полимерцементного раствора "Монолит-Р" кислотной обработкой. Осваивают скважину.

В результате заколонные перетоки были полностью устранены.

Применение предложенного способа позволит решить задачу ликвидации нижней заколонной циркуляции скважины.