ГЕРМЕТИЗИРУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ УСТРАНЕНИЯ МИГРАЦИИ ГАЗА И/ИЛИ ЖИДКОСТИ В КАНАЛАХ ЗАЦЕМЕНТИРОВАННЫХ ПРОСТРАНСТВ КРЕПИ ГАЗОВЫХ, ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ СКВАЖИН И ЕГО ПРИМЕНЕНИЕ Российский патент 2005 года по МПК E21B33/138 C09K3/10 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для устранения миграции флюидов в каналах зацементированных пространств крепи скважин, находящихся в эксплуатации, простое и консервации, а также при цементировании обсадных колонн при бурении.

Из патента SU 1661360 от 07.07.1991 известен способ ликвидации негерметичности обсадной колонны путем закачивания в затрубное пространство суспензии, содержащей гелеобразующий агент - омыленный талловый пек (15-25 мас.%), осадитель геля - водные растворы хлорида кальция с добавкой уксусной кислоты (2-3 мас.% от массы раствора хлорида кальция), наполнитель - бентонитовый глинопорошок (1,5 мас.%). По данному способу смесь (суспензия) закачивается в газовую среду между указанной колонной и колонной лифтовых труб. Смесь свободно стекает по внутренним стенкам эксплутационной колонны; пленки этой смеси перепадом давления газа из затрубного пространства в межколонное задавливаются в лабиринт негерметичной резьбы, уплотняя ее до газонепроницаемого состояния. Данный состав не предназначен для ликвидации негерметичности из-за наличия каналов в зацементированном пространстве.

Из патента SU 911017 от 07.03.1982 известен вязкоупругий состав для тампонажа осадных колонн, содержащий конденсированную сульфит-спиртовую барду (16-17 мас.%), бихромат натрия (6,5-8,0 мас.%), каустическую соду (1-1,5 мас.%) и воду (остальное). Данный состав используется только для разделения цементного раствора от бурового и вытеснения из цементируемых пространств остатков бурового раствора, т.е. как очиститель и не может выполнить функции по экранированию (герметизации) миграционных каналов в уже зацементированной крепи скважин.

Из SU 1773092 от 20.02.1996 известен состав для селективной изоляции водопритока в скважину, содержащий омыленный талловый пек (15-35 мас.%), сульфанол (0,5-2,0 мас.%), едкий натрий (0,5-2,0 мас.%) и воду (остальное). Состав используют только для изоляции пластов с минерализованными водами.

Известен бесцементный тампонажный раствор, содержащий омыленный талловый пек (0,3-7,2 мас.%), раствор соли (0,03-2,9 мас.%), воду (остальное) (SU 1232783, 1983), не создающий объемных структур (выпадающий в осадок). Известны тампонажные растворы, содержащие сульфит-спиртовую барду, цемент и воду, а также различные целевые добавки (бентонит, азотнокислое железо) (SU 492646, 25.11.1975; 881229, 15.11.1981).

Известные тампонажные растворы используют для цементирования нефтяных и газовых скважин или изоляции поглощающих пластов портландцемент и не пригодны для устранения миграционных каналов в зацементированных пространствах, т.к. причиной миграционных каналов является сам цемент, который в процессе твердения формирует во вмещающей его среде проницаемые каналы вертикальной направленности.

Из RU 2012770 известен порошкообразный реагент для бурового раствора, полученный на основе таллового пека, лигносульфонатов, сульфатного щелока, каустической соды, карбоксиметилцеллюлозы. Данный реагент используют для обработки бурового раствора при бурении на нефть и газ.

Наиболее близким по технической сущности с заявленной группой изобретения является известный герметизирующий состав, включающий омыленный талловый пек (18-25 мас.%), порошкообразную конденсированную сульфит-спиртовую барду (2-4 мас.%), воду (остальное).

Дополнительно он может содержать дисперсные наполнители (мел, бентонит, асбест, барит и т.д.) (SU 1504331, 30.08.1989).

Однако данный состав используют в качестве герметизирующего состава для поглощающих пластов с минерализованными водами; при этом для получения изоляции в поглощающий пласт предварительно закачивают пластовую воду (хлоркальциевого типа) плотностью 1200-1300 кг/м³. Такое нагнетение в разгерметизированную крепь скважины противопоказано с точки зрения загрязнения верхних пресных (питьевых) вод, кроме того, используемые соотношения между омыленным таловым пеком и конденсированной сульфит-спиртовой бардой в первые 20 минут не создают (даже при максимальном их содержании 25 мас.% и 4 мас.% соответственно) необходимой прочности структуры, а следовательно, не могут обеспечить создания надежного газонепроницаемого экрана.

Технической задачей заявленного изобретения является устранение миграции флюидов (газа и жидкости) в каналах зацементированного пространства крепи газовых, нефтяных скважин путем образования герметизирующих экранов, предотвращающих фильтрацию газа в зацементированных межколонных пространствах газовых, газоконденсатных и газонефтяных скважинах, которая создает избыточные давления (Рмк) в устье указанных пространств, а также выход газа на поверхность за пределы внешней обсадной колонны, что приводит к загрязнению верхних пресных вод, атмосферы, а также создает угрозу взрывов и пожаров на прилегающих территориях.

Поставленная техническая задача достигается тем, что герметизирующий (экранообразующий) состав для устранения миграции газа, жидкости в каналах зацементированных пространств крепи скважин, включает омыленный талловый пек, конденсированную сульфит-спиртовую барду и воду, предварительно нагретую до 85-95°С при следующем соотношении компонентов, мас.%:

омыленный талловый пек (ОТП)35-40конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ)15-25вода, предварительно нагретая до 85-95°Состальное

В группу заявленного изобретения входит и применение данного герметизирующего состава для следующих целей:

- при цементировании обсадных колонн, как разделить (буфер) среду для улучшения замещения бурового раствора (его корки) на тампонажный раствор и предотвращения (снижения) каналообразования в зацементированном пространстве;

- для быстрого прохождения бурением дренированных пористо-трещиноватых пластов и пластов с водо-газопроявлениями (независимо от вида минерализации и ее величины) без больших потерь времени на преодоление возникающих осложнений;

- при остановке скважин на капремонт без обычных потерь их продуктивности при последующем вводе в эксплуатацию.

Сущность заявленного изобретения заключается в следующем.

Около скважины передвижной пароустановкой (ППУ) готовят необходимый объем воды (с учетом сконденсированного пара) с температурой 85-95°С, в которую постепенно загружают (засыпают) из мешкотары ОТП, одновременно (если он поступил раздельно) вводится дисперсный КССБ. После гомогенизации смесь с наполнителем или без него сразу закачивается в открытые межколонные пространства скважины агрегатом, подключенным к опрессованной нагнетательной линии. По достижении давления на агрегате 30-50 кгс/см² заколонные пространства закрываются, агрегат отключается.

Обычно процесс закачки укладывается в 10-15 мин. Поэтому рецептурой предусматривается получение экранообразующего состава с максимальными структурно-механическими и герметизирующими свойствами к данному времени (см. табл.1 и 2).

При использовании герметизирующего экранообразующего состава по изобретению с различным соотношением компонентов, прежде всего, обращает на себя внимание влияния температурного эффекта на экранообразующие свойства ОТП. При его 25% водном растворе охлаждение с 80 до 20°С позволяет повысить вязкость с 7 до 75·10^-4 Па·с, а при аналогичном перепаде температур у 40% раствора скачок вязкости достигает с 10 до 600·10^-4 Па·с.

В образованном экране (охлаждение носит ускоренный характер на большинстве скважин из-за незначительных объемов микро- и макро- каналов в зацементированном пространстве) прочность структуры при предлагаемом увеличенном соотношении 35-40% ОТП (вместо 25%) и 15-20% КССБ (вместо 2-4%) после 12-30 минут ее образования нарастает по замерам на приборе статического напряжения сдвига (СНС) на порядок выше 2,2566 вместо 0,0-0,1158 (см. табл. 1). Такая прочность структуры экрана позволяет избежать развития миграционных каналов для проникновения газа в самом экране, т.е. в только что созданном в каналах зацементированного пространства скважины (см. табл. 2) и тем самым сохранить герметичность экрана в самом начале его создания. А к семи суткам прочность структуры по СНС достигает с добавками утяжелителя ˜5,4 Па, мела ˜4,5 Па, бентонита ˜3,4 Па.

Известно, что чем больше диаметр технических обсадных колонн, тем вероятней негерметичность их резьб и цементной оболочки за этими колоннами и миграция пластовых флюидов через них. Это обстоятельство определяет использование для восстановления герметичности указанных элементов за эксплуатационной обсадной колонной смеси 3а и 3б путем их параллельной одновременной закачки или последовательной - первой 3а, а за ней 3б или же однопорционной закачки смеси 2 (см. табл. 1). При устранении миграции (в резьбах и цементных оболочках) за второй или первой промежуточными техническими колоннами используют смесь 1 без наполнителя (или с добавкой бентонита, гипса, вермикулита, асбеста, опилок). В случае, если источник миграции газа и жидкости имеет аномальное давление, в зависимости от его величины в состав (смесь 1 или 2) вводят утяжелители (мел, дисперсный известняк, барит, гематит).

В нижеследующих таблицах 1 и 2 представлены примеры составов по изобретению и их свойства.

Большим преимуществом состава по изобретению является то, что во избежание загрязнения пресных вод в геологическом разрезе предварительная закачка в заколонные пространства растворов хлористого кальция, магния или титановых хлоратов плотностью до 1300 кг/м³ или пластовой воды хлоркальциевого типа плотностью до 1200 кг/м³ не производится. Коагуляция смеси компонентов с целью возникновения прочной структуры герметизирующего экрана в неплотных резьбах обсадных колонн, в каналах цементного кольца (оболочки) за обсадными колоннами происходит при взаимодействии коллоидной части ОТП с образовавшейся солью сернокислым натрием, последствием химической реакции серной кислоты с щелочью:

H₂SO₄+2NaOH→Na₂SO₄+2H₂O,

содержащихся в компонентах смеси (в ОТП остаточная щелочность до 10,5%; в составе КССБ содержится до 42% щелочи и до 15% серной кислоты).

В этих же целях, при необходимости, экранообразующий состав может содержать дисперсный наполнитель: набухающий в щелочной среде бентонит, тонкодисперсный мел и утяжелители, что позволяет столбом герметизирующего экрана в каналах миграции газа (с коэффициентом аномальности 1,1-1,3 при Рпл 150-500 кгс/см²) устранять Рмк, достигающие 100-120 кгс/см². Таким образом заявленный герметизирующий состав способствует устранению миграции газа (и жидкости) в каналах зацементированных пространств крепи скважин при взаимодействии в них последовательно или параллельно нагнетаемых компонентов или их смеси, обеспечивает герметизацию проницаемых каналов, образующимися на пути миграционных потоков газоводонепроницаемыми экранами с быстро нарастающей структурной прочностью.

Примеры приготовления состава в процессе строительства скважины для изоляции пористо-трещиноватых пластов и в качестве буферного раствора при цементировании обсадных колонн из расчета 1 м³ готовой смеси.

Пример 1. Приготовление по схеме 40-15-45 (смесь 1).

200 л пресной воды принимают в бункер агрегата, которую с помощью ППУ доводят до 90°С, и в нее засыпают 400 кг ОТП и КССБ; в процессе их гомогенизации и растворения при указанной температуре количество воды за счет конденсата увеличивается еще на 250 л. После закачки в колонну и доставки в зону пористо-трещиноватых пластов производят задавку смеси в них. При необходимости образовавшийся экран дополняют цементно-карбонатным тампоном с 70% мела (или молотого известняка) по а.с. 199057, что особенно важно при экранировании поступающих вод в продуктивные пласты для сохранения их продуктивности.

Пример 2. Приготовление по схеме 35-20-45 (смесь 2).

Последовательность операций сохраняется, только ОТП и КССБ засыпают 350 и 200 кг соответственно. После откачки приготовленной смеси в цементируемую обсадную колонну приступают к закачке тампонажного раствора, к моменту выхода буферного раствора, т.е. смеси в заколонное пространство она приобретает максимальные упруго-структурные свойства, что позволяют за счет повышенной вытесняющей способности производить очистку от бурового раствора при относительно небольшой высоте очищающего кольца из смеси (150-50 м) в заколонном и межтрубном пространствах. Смачивание возникающих контактов цемент - стенки цементируемого пространства ионноактивным фильтратором смеси вызывает при отвердении набухание ионообменного комплекса в минералах клинкера, что в значительной мере компенсирует усадочные явления в цементном камне за счет поверхностных ионнообменнных процессов.

Таблица 1
Примеры и свойства состава по изобретению.СмесьСвойства Рецептура состава, мас.%Дисперсная добавкаПлотностьСтатическое напряжение сдвига, СНС 1/10 через 0,2 часа после приготовления№ОТПКССБВода-% от смесикг/м³Па1401545-10352,2566/4,94412352045-10301,9901/4,81323а40-60-10150/03б-2080-10100/034020140-10050,9920/3,84324401545Гематит-8013503,0726/3,24165352045Мел-3010501,7021/1,80306401545Бентонит-510452,3124/2,976    Прототип  I252-473-71-10200,0-0,1158/0,4052*II252-473-71Барит-6012500,0-0,3278/0,3576*III252-473-71мел-2010250,0-0,1192/0,1490*IV252-473-71Бентонит-1010300,0-0,0363/0,1258** - СНС 1/10 через 0,5 часа после приготовления

Таблица 2
Влияние состава на проницаемость каналов миграции после их 10-минутной обработки.Состав смеси, которой обрабатывались каналы проницаемостью 20·10^-10 м²Изменение проницаемости обработанных смесью каналов миграции, 1·10^-13 м² во времени после нагнетания экранообразующего состава, через№ смесидобавка к смеси дисперсного наполнителя - %Сутки7 суток1-1,550,002-1,380,003-1,970,094Гематит - 800,100,065Мел - 300,030,006Бентонит - 50,000,00Темп снижения проницаемости после обработки при температуре 65°С был в 2 раза выше, чем при температуре 18°СПрототип**I-1,76-IIБарит - 600,28***-IIIмел - 200,05***-IVБентонит - 100,00***-** - данные после 2-х обработок модели пласта по 5 минут, перед каждой обработкой ее насыщали хлоридом кальция плотностью 1300 кг/м³*** - при нагревании до 70°С образование каналов в экране, т.е. происходит его разгерметизация

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для устранения миграции флюидов в каналах крепи скважин, находящихся в эксплуатации, при простое, консервации. Технический результат - устранение миграции газа и жидкости в каналах зацементированного пространства крепи газовых, нефтяных скважин за счет образования герметизирующих экранов и предотвращение загрязнения верхних пресных вод, атмосферы, устранение угрозы взрывов и пожаров на прилегающих территориях. Герметизирующий состав для устранения миграции газа, жидкости в каналах зацементированных пространств крепи скважин включает омыленный талловый пек, конденсированную сульфит-спиртовую барду и воду, предварительно нагретую до 85-95°С при следующем соотношении компонентов, мас.%: омыленный талловый пек - ОТП 35-40, конденсированная сульфит-спиртовая барда - КССБ - 15-25, вода, предварительно нагретая до 85-95°С - остальное. Состав дополнительно может содержать дисперсный минеральный или органический наполнитель в количестве 5-80 мас%. в расчете на массу состава. Указанный герметизирующий состав может быть применен для изоляции пористо-трещиноватых пластов в процессе бурения скважин или в качестве буферного раствора при цементировании обсадных колонн. 3 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

1. Герметизирующий состав для устранения миграции газа, жидкости в каналах зацементированных пространств крепи скважин, включающий омыленный талловый пек, конденсированную сульфит-спиртовую барду и воду, предварительно нагретую до 85-95°С, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Омыленный талловый пек -ОТП35-40Конденсированная сульфит-спиртовая барда -КССБ15-25Вода, предварительно нагретая до 85-95°СОстальное