СОСТАВ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ МЕЖКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ ФЛЮИДОВ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/32 

Изобретение относится к горной промышленности, а именно, к составам для ликвидации межколонных перетоков флюидов в нефтяных и газовых скважинах.

Известны вязкоупругие составы (ВУСы), прокачиваемые насосом и образующиеся в результате поликонденсации полиакриламида (ПАА) с формальдегидом в слабощелочных и нейтральных средах с добавлением небольшого количества смолы - ГР, ФР-12А, ФР-50, СФ-282 или ФРЭС (Шерстнев Н.М. и др. Применение вязкоупругих сред при бурении скважин. ТНТО. Серия: Бурение.-М.: ВНИИОЭНГ, 1976).

Такие ВУСы способны упрочняться во времени, превращаясь в резиноподобную гелеобразную массу. Однако, недостатком этих составов при использовании для ликвидации межколонных перетоков является то, что они не имеют адгезию с поверхностями труб, покрытыми пленкой нефти, в результате чего герметизация негерметичных резьбовых соединений получается непродолжительной и при эксплуатации эти составы вымываются из мест негерметичности действующим на них перепадом давления.

Известен также состав для ликвидации межколонных перетоков, включающий дышловую смазку ЖД-1 - 28%, битум марки 4 - 5%, автол - 23%, бентонитовую глину - 15%, песок - 12%, сажу - 7% и воду - 10% (Аллахвердиев Р.А. и др. Опыт применения вязкопластичной жидкости для ликвидации грифонов в нефтяных скважинах. РНТС. Серия: - Нефтепромысловое дело. Вып. 1.- М.: ВНИИОЭНГ, 1976).

Недостатком известного состава является то, что его нельзя прокачивать насосом - требуется изготовление специальных устройств. Кроме того, известный состав обладает недостаточной адгезией к поверхности труб, в результате чего его герметизирующие свойства невысокие и при длительной эксплуатации он вымывается и смывается с поверхности.

Задачей изобретения является улучшение герметизирующих свойств состава за счет повышения его адгезионных и прочностных свойств.

Указанная задача осуществляется тем, что известный состав для ликвидации межколонных перетоков флюидов в нефтяных и газовых скважинах, включающий битум, углеродный наполнитель и углеводородный растворитель, в отличие от состава по прототипу, дополнительно содержит поливиниловый спирт и жидкое стекло, а в качестве углеродного наполнителя - графитовый порошок при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Битум - 50-60
Поливиниловый спирт - 1,5-2
Графитовый порошок - 1,5-2
Жидкое стекло - 8-10
Углеводородный растворитель - Остальное.

Предложена технология ликвидации межколонных перетоков, заключающаяся в нанесении слоя предлагаемого герметизирующего состава на внутреннюю поверхность колонны обсадных труб в интервале нарушения герметичности.

Нанесение слоя герметизирующего состава осуществляется следующим образом. Нагнетают герметизирующий состав в скважину и выдерживают его в скважине под давлением нагнетания в течение определенного времени (0,5-1 ч), затем сбрасывают давление и в результате герметизирующий состав поднимается по скважине, после чего вновь поднимают давление в скважине и, таким образом, вновь прокачивают состав по интервалу негерметичности обсадной колонны; сбрасывание и повышение давления в скважине и выдержку состава под давлением нагнетания повторяют несколько раз.

В результате остывания состава в приграничных с обсадной колонной слоях и многократного его движения по интервалу негерметичности и выдержки под давлением герметизирующий состав как бы размазывается по поверхности труб в месте негерметичности с образованием прочного флюидонепроницаемого герметизирующего слоя, надежно сцепленного с поверхностью труб, перекрывающего место негерметичности и тем самым ликвидирующего межколонные перетоки.

Состав можно использовать в скважинах в интервалах до примерно 1500 м, где температура не превышает +50^oC, так как при больших температурах образовавшиеся на внутренней поверхности труб слои герметизирующего состава будут размягчаться и надежность герметизации будет снижаться.

Для изучения предлагаемого состава были проведены стендовые и промысловые исследования. Стендовые испытания были проведены на установке для определения герметизирующей способности тампонажных растворов, имитирующей нарушение герметичности обсадных колонн в резьбовом соединении. Установка содержала заглушенную с обоих концов трубу с муфтой с негерметичной резьбой, полость которой соединена с нагнетательным насосом. При опрессовке водой давление снижалось с 14 до 3 МПа за 1,5 мин, а из муфтового соединения с негерметичной резьбой выступали капли воды. Через установку прокачали несколько раз с выдержкой в течение 1 ч под давлением закачки 14 МПа герметизирующие составы.

Для испытаний были приготовлены два состава, содержащие, мас.%: а) битум - 50, поливиниловый спирт - 1,5, графитовый порошок - 2, жидкое стекло - 10, углеводородный растворитель - остальное; б) битум - 60, поливиниловый спирт - 2, графитовый порошок - 2, жидкое стекло - 10, углеводородный растворитель - остальное.

После 24 ч ожидания затвердевания состава изолированное резьбовое соединение выдержало опрессовку водой при давлении 14 МПап - для первого состава и 15 МПа - для второго состава. На всей внутренней поверхности трубы были обнаружены слои герметизирующего состава толщиной 1,0-2,5 мм.

Образованные слои герметизирующих составов имели хорошее сцепление со стенками трубы и представляли собой прочные покрытия, надежно перекрывающие негерметичное резьбовое соединение. Адгезия слоев к поверхности труб методом нормального отрыва была соответственно равна для первого состава - 0,6 МПа, для второго состава - 0,8 МПа, в то время как у известного - 0,3 МПа.

Ликвидация межколонных проявлении с использованием предлагаемого состава была проведена на промысле на скважине N 72 Южно-Афанасьевского месторождения. Межколонное давление было 14 МПа. Был приготовлен герметизирующий состав, содержащий, мас.% : битум - 56, поливиниловый спирт - 1,8, графитовый порошок - 1,7, жидкое стекло - 9 и углеводородный растворитель - остальное; в количестве 3 м³. После проведения изоляции по вышеописанной технологии межколонное давление отсутствовало. На внутренней поверхности труб был образован слой герметизирующего состава толщиной 1,0-2,5 мм. Скважина в течение 7 мес (с мая 1996 г.) находится в эксплуатации, и межколонных проявлений не обнаружено, что свидетельствует о высоких герметизирующих свойствах предлагаемого состава.

Изобретение может найти применение в горной промышленности при ликвидации межколонных перетоков флюидов в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - улучшение герметизирующих свойств состава за счет повышения его адгезионных и прочностных свойств. Состав содержит, мас.%: битум - 50 - 60, поливиниловый спирт - 1,5 - 2, графитовый порошок - 1,5 - 2, жидкое стекло - 8 - 10, углеводородный растворитель - остальное.

Состав для ликвидации межколонных перетоков флюидов в нефтяных и газовых скважинах, включающий битум, углеродный наполнитель и углеводородный растворитель, отличающийся тем, что он дополнительно содержит поливиниловый спирт и жидкое стекло, а в качестве углеродного наполнителя - графитовый порошок при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Битум - 50 - 60
Поливиниловый спирт - 1,5 - 2,0
Графитовый порошок - 1,5 - 2,0
Жидкое стекло - 8 - 10
Углеводородный растворитель - Остальноео