способ приготовления двухкомпонентной тампонажной композиции в скважине

Формула изобретения

Способ приготовления двухкомпонентной тампонажной композиции в скважине, включающий спуск в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах - НКТ перфорированного патрубка, последовательное закачивание в НКТ первого компонента тампонажной композиции, буферной жидкости, второго компонента тампонажной композиции и последующее смешение компонентов при их одновременно раздельном закачивании по НКТ и межтрубному пространству, отличающийся тем, что внутри перфорированного патрубка устанавливают проходное и посадочное кольца, причем внутренний диаметр посадочного кольца меньше внутреннего диаметра проходного кольца, после закачивания буферной жидкости устанавливают в НКТ разделительную пробку с наружным диаметром, обеспечивающим возможность прохождения ее при приложении давления через проходное кольцо, осуществляют закачивание дополнительной буферной жидкости, после закачивания второго компонента тампонажной композиции осуществляют закачивание продавочной жидкости с перекрытием разделительной пробкой проходного кольца и выходом первого компонента тампонажной композиции и буферной жидкости в межтрубное пространство, продолжают закачивание продавочной жидкости с прохождением разделительной пробки через проходное кольцо, перемещением ее в нижнюю часть перфорированного патрубка и перекрытием посадочного кольца, причем требуемое соотношение расхода компонентов тампонажной композиции обеспечивают регулируемым штуцером, входное отверстие которого соединяют через тройник с НКТ и нагнетательной линией, а выходное отверстие регулируемого штуцера соединяют с межтрубным пространством скважины.

Описание изобретения к патенту

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам приготовления тампонажной композиции в скважине с целью проведения ремонтно-изоляционных работ.

Известен способ цементажа зон ухода промывочной жидкости в скважине (авторское свидетельство № 103344, МПК Е21В 33/138. Опубл. 01.01.1956 г.), включающий спуск в скважину двух колонн труб с перфорированными наконечниками и одновременную закачку по основной колонне цементного раствора, а по второй - добавок, которые смешиваются с цементным раствором, выходящим из основной колонны труб.

Недостатком известного способа является то, что он является сложным в исполнении. Для реализации способа необходимо точное дозирование компонентов тампонажной композиции со строго определенным расходом. При существующем уровне техники, применяемой в большинстве случаев при проведении тампонажных работ, велика вероятность выбора неправильного режима закачивания цемента или добавок, в результате будет нарушено соотношение компонентов в тампонажной композиции.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ изоляции зон водопритока в скважине, включающий спуск в эксплуатационную колонну перфорированного патрубка на насосно-компрессорных трубах, последовательное закачивание в насосно-компрессорные трубы структурообразующего реагента, смешанного с первой порцией структурообразователя, буферной жидкости, второй порции структурообразователя и последующее смешение структурообразующего реагента, содержащего первую порцию структурообразователя, со второй порцией структурообразователя при подъеме перфорированного патрубка на насосно-компрессорных трубах (Патент RU № 2239048, Е21В 33/13. Опубл. 27.10.2004 г., бюл. № 30).

Недостатком известного способа является то, что при его использовании регулирование сроков отверждения тампонажной композиции возможно только за счет изменения концентрации структурообразователя. Подбор концентрации структурообразователя, обеспечивающей требуемые сроки отверждения расчетного объема структурообразующего реагента, возможен только при предварительном проведении длительных лабораторных исследований, кроме того, при использовании ряда технологий и структурообразующих реагентов, применяемых при ремонте скважин, регулирование сроков отверждения только изменением концентрации структурообразователя затруднительно. Регулирование сроков отверждения тампонажной композиции за счет изменения концентрации структурообразователя вызывает необходимость проведения дополнительных мероприятий по разбавлению структурообразователя в товарном виде до требуемой концентрации, что увеличивает продолжительность ремонтных работ.

Технической задачей предложения является упрощение способа и улучшение качества тампонажной композиции за счет точного регулирования соотношения расхода одновременно раздельно закачиваемых в изолируемый интервал компонентов тампонажной композиции и исключения необходимости подбора концентрации компонентов.

Задача решается способом приготовления двухкомпонентной тампонажной композиции в скважине, включающим спуск в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах - НКТ перфорированного патрубка, последовательное закачивание в НКТ первого компонента тампонажной композиции, буферной жидкости, второго компонента тампонажной композиции и последующее смешение компонентов при их одновременно раздельном закачивании по НКТ и межтрубному пространству.

Новым является то, что внутри перфорированного патрубка устанавливают проходное и посадочное кольца, причем внутренний диаметр посадочного кольца меньше внутреннего диаметра проходного кольца, после закачивания буферной жидкости устанавливают в НКТ разделительную пробку с наружным диаметром, обеспечивающим возможность прохождения ее при приложении давления через проходное кольцо, осуществляют закачивание дополнительной буферной жидкости, после закачивания второго компонента тампонажной композиции осуществляют закачивание продавочной жидкости с перекрытием разделительной пробкой проходного кольца и выходом первого компонента тампонажной композиции и буферной жидкости в межтрубное пространство, продолжают закачивание продавочной жидкости с прохождением разделительной пробки через проходное кольцо, перемещением ее в нижнюю часть перфорированного патрубка и перекрытием посадочного кольца, причем требуемое соотношение расхода компонентов тампонажной композиции обеспечивают регулируемым штуцером, входное отверстие которого соединяют через тройник с НКТ и нагнетательной линией, а выходное отверстие регулируемого штуцера соединяют с межтрубным пространством скважины.

Сущность предлагаемого изобретения заключается в обеспечении точного регулирования соотношения расхода одновременно раздельно закачиваемых в изолируемый интервал компонентов тампонажной композиции.

На фиг.1 и фиг.2 продемонстрирована последовательность реализации способа. При реализации способа в эксплуатационную колонну 1 (фиг.1) на насосно-компрессорных трубах 2 спускают перфорированный патрубок 3 с установкой его на уровне верхних отверстий интервала перфорации 4 (фиг.2), через который тампонажная композиция будет закачана в пласт 5 (фиг.1 и фиг.2). Внутри перфорированного патрубка устанавливают проходное 6 (фиг.2) и посадочное кольца 7 (фиг.1). Внутренний диаметр посадочного кольца меньше внутреннего диаметра проходного кольца. Внутренние диаметры посадочного кольца и проходного кольца определяют в зависимости от внутреннего диаметра насосно-компрессорных труб с учетом возможности прокачивания через них жидкостей, используемых при реализации способа. Далее в насосно-компрессорные трубы последовательно закачивают первый компонент 8 тампонажной композиции (фиг.2), буферную жидкость 9, устанавливают разделительную пробку 10, закачивают дополнительную буферную жидкость 9, второй компонент 11 тампонажной композиции и продавочную жидкость 12. Подачу разделительной пробки в насосно-компрессорные трубы после закачивания буферной жидкости обеспечивают устройством 13 (фиг.1). Наружный диаметр разделительной пробки подбирается с учетом возможности ее прохождения при приложении давления через проходное кольцо и невозможности прохождения через посадочное кольцо. Объем продавочной жидкости определяют с учетом продавливания всего объема первого компонента тампонажной композиции и буферной жидкости в межтрубное пространство. Объем буферной жидкости составляет 0,2-0,4 м³. Объем дополнительной буферной жидкости составляет 0,1-0,2 м³ . Объем компонентов тампонажной композиции определяют в соответствии с требованиями руководящего документа, регламентирующего технологию изоляционных работ с используемой тампонажной композицией. При закачивании продавочной жидкости разделительная пробка 10 перекрывает проходное кольцо 6, о чем свидетельствует рост давления закачивания на 2-3 МПа от первоначального. Факт повышения давления свидетельствует, что весь объем первого компонента тампонажной композиции и буферная жидкость вышли в межтрубное пространство. Фиксирование момента изменения давления позволяет контролировать объемы компонентов водоизоляционной композиции, находящиеся в насосно-компрессорных трубах и в межтрубном пространстве. После этого продолжают закачивать продавочную жидкость, и разделительная пробка проходит через проходное кольцо 6, перемещается в нижнюю часть перфорированного патрубка и перекрывает посадочное кольцо 7. Закачивание продавочной жидкости прекращают и производят обвязку устья скважины с регулируемым штуцером 14, входное отверстие которого соединяют через тройник с насосно-компрессорными трубами 2 и нагнетательной линией 15, а выходное отверстие регулируемого штуцера соединяют с межтрубным пространством скважины. Регулируемый штуцер 14 используют известной конструкции, например механический регулируемый штуцер [патент РФ № 2230885, МПК Е21В 34/06, 43/12, МПК F16К 47/08, опубл. 20.06.2004]. Далее производят регулирование штуцера 14 и в нагнетательную линию 15 начинают закачивать продавочную жидкость. Регулирование штуцера производят с условием создания соотношения расхода компонентов тампонажной композиции, обеспечивающего объемное соотношение компонентов, требуемое руководящим документом на технологию изоляционных работ с используемой тампонажной композицией. При подаче продавочной жидкости в нагнетательную линию происходит одновременное раздельное закачивание первого компонента тампонажной композиции по межтрубному пространству и второго компонента тампонажной композиции по насосно-компрессорным трубам. Второй компонент тампонажной композиции выходит из насосно-компрессорных труб в межтрубное пространство и смешивается с первым компонентом. Посадочное кольцо перфорированного патрубка до начала перемешивания компонентов перекрывается разделительной пробкой, чем обеспечивается более равномерное распределение второго компонента в первом за счет инжектирования второго компонента в первый через отверстия на теле патрубка. Далее получаемую смесь компонентов (тампонажную композицию) продавливают в изолируемый интервал и скважину оставляют на время структурирования тампонажной композиции, определяемое по руководящему документу, регламентирующему технологию изоляционных работ с используемой тампонажной композицией.

Пример практического применения.

Ремонтно-изоляционные работы проводят с использованием известной тампонажной композиции (Патент RU № 2071549, Е21В 33/138. Опубл. 10.01.1997 г.), содержащей кремнийорганический продукт 119-296Т и раствор соляной кислоты в пластовой минерализованной воде. Работы проводят в нефтедобывающей скважине с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм, текущим забоем 1880 м и интервалом перфорации продуктивного пласта 1850-1855 м. При реализации способа в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах диаметром 73 мм спускают перфорированный патрубок диаметром 73 мм на глубину 1850 м. Внутри перфорированного патрубка в верхней части устанавливают проходное, а в нижней части посадочное кольца. Внутренний диаметр посадочного кольца 30 мм, внутренний диаметр проходного кольца 56 мм. В насосно-компрессорные трубы при открытой задвижке на межтрубном пространстве последовательно закачивают 3,0 м³ кремнийорганического продукта 119-296Т и 0,2 м³ пресной воды в качестве буферной жидкости, устанавливают разделительную пробку (резиновая литая пробка с наружным диаметром 61 мм). Далее в насосно-компрессорные трубы последовательно закачивают 0,1 м³ пресной воды в качестве буферной жидкости, 1,5 м³ 4%-ного раствора соляной кислоты в пластовой минерализованной воде и техническую воду в качестве продавочной жидкости. Закачивание жидкостей производят с расходом 4,0 литра в секунду при давлении 1,0 МПа. При закачивании продавочной жидкости разделительная пробка перекрывает проходное кольцо, о чем свидетельствует рост давления закачивания до 3,0 МПа. Факт повышения давления свидетельствует, что 3,0 м³ кремнийорганического продукта 119-296Т и 0,2 м³ пресной воды вышли в межтрубное пространство. После этого продолжают закачивать продавочную жидкость, и при повышении давления закачивания до 6,0 МПа разделительная пробка проходит через проходное кольцо, перемещается в нижнюю часть перфорированного патрубка и перекрывает посадочное кольцо. Закачивание продавочной жидкости прекращают и производят обвязку устья скважины с регулируемым штуцером, входное отверстие которого соединяют через тройник с насосно-компрессорными трубами и нагнетательной линией, а выходное отверстие регулируемого штуцера соединяют с межтрубным пространством скважины. Регулируемый штуцер используют известной конструкции, например механический регулируемый штуцер [патент РФ № 2230885, МПК Е21В 34/06, 43/12, МПК F16К 47/08, опубл. 20.06.2004]. Далее производят регулирование штуцера с условием обеспечения расхода жидкости, подаваемой по межтрубному пространству и по насосно-компрессорными трубами соответственно в соотношении 2:1. В нагнетательную линию начинают закачивать техническую воду в качестве продавочной жидкости с расходом 3,0 литра в секунду. При указанном расходе продавочной жидкости изолируемый пласт принимает закачиваемые жидкости при давлении 8,0 МПа. При закачивании продавочной жидкости в нагнетательную линию происходит одновременное раздельное закачивание кремнийорганического продукта 119-296Т по межтрубному пространству и раствора соляной кислоты в пластовой минерализованной воде по насосно-компрессорным трубам. Раствор соляной кислоты в пластовой минерализованной воде выходит в межтрубное пространство через отверстия на теле перфорированного патрубка, расположенные выше пробки, перекрывшей посадочное кольцо. При закачивании продавочной жидкости раствор соляной кислоты в межтрубном пространстве смешивается с кремнийорганическим продуктом 119-296Т. Далее получаемую смесь компонентов (тампонажную композицию) продавливают в изолируемый интервал и скважину оставляют на время структурирования тампонажной композиции в течение 48 часов.

Таким образом, достигают упрощения способа за счет исключения необходимости подбора концентрации компонентов тампонажной композиции и улучшения качества тампонажной композиции за счет точного регулирования соотношения объемов одновременно раздельно закачиваемых в изолируемый интервал компонентов тампонажной композиции. Улучшение качества тампонажной композиции способствует повышению эффективности работ, обеспечивает более интенсивное (на 15-20%) снижение обводненности продукции скважины и продление эффективного периода работы скважины после ремонтно-изоляционных работ в 1,2-1,3 раза.