способ ремонта скважины
Классы МПК: | E21B33/138 глинизация стенок скважины, закачивание цемента в поры и трещины породы |
Автор(ы): | Стрижнев Владимир Алексеевич (RU), Корнилов Алексей Викторович (RU), Нигматуллин Тимур Эдуардович (RU), Пресняков Александр Юрьевич (RU), Никишов Вячеслав Иванович (RU), Урусов Сергей Анатольевич (RU), Елесин Валерий Александрович (RU), Стрункин Сергей Иванович (RU) |
Патентообладатель(и): | ООО "РН-УфаНИПИнефть" (RU) |
Приоритеты: |
подача заявки:
2011-11-29 публикация патента:
10.06.2013 |
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.
Формула изобретения
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.
Описание изобретения к патенту
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 (V c1, м3), определяется по формуле (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, м 3) и отверждаемого раствора смолы (Vc, м 3) рассчитывают по формулам (2) и (3) соответственно:
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 м 3 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 м 3.
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.
Класс E21B33/138 глинизация стенок скважины, закачивание цемента в поры и трещины породы