СПОСОБ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ В ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ СКВАЖИНЕ Российский патент 2008 года по МПК E21B33/13 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, а также при ремонтно-изоляционных работах по ликвидации заколонных перетоков в обсаженных эксплуатационной колонной нефтяных и газовых скважинах.

Известен способ проведения ремонтно-изоляционных работ, когда в ремонтируемую зону подают полиуретановый предполимер с содержанием изоцианатных групп 2-30%, смешанный с дизельным топливом, с количеством дизельного топлива 20-30%. Затем снова подают безводную жидкость и водный раствор с загустителем. Доводят все эти технологические жидкости до ремонтируемого интервала и продавливают в ремонтируемую зону с производительностью 2,5-3,5 л/с. В результате отверждения и вспенивания изоционата в присутствии пластовой воды заполняются каверны и промытые полости отвержденным полимерным материалом с ликвидацией зоны поглощения [Патент РФ №2231625, кл. МКИ Е21В 33/138, опубликован 2004.06.27].

Недостатком известного способа является то, что отверждение происходит только в присутствии влаги мгновенно, не обеспечивая равномерность распределения материала, чем не обеспечивается получение прочного герметичного материала в области проведения ремонтных работ. Кроме того, высокая скорость реакции с водой не исключает преждевременного отверждения в стволе скважины.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине при ликвидации негерметичности обсадных колонн, выбранный за прототип, который обеспечивает повышение надежности изоляции колонны и снижение расхода цементного раствора, заключающийся в закачке через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину вязкоупругого состава и цементного раствора. Это осуществляют при открытом кольцевом пространстве скважины, вязкоупругий состав располагают ниже нижней границы негерметичности обсадной колонны перед закачкой цементного раствора в колонну НКТ [Патент РФ №2170333, кл. МКИ Е21В 33/13, опубликован 2001.07.10].

Неэффективность этого способа объясняется следующим. Вязкоупругий состав располагают ниже негерметичности обсадной колонны перед закачкой пачки цемента, при ожидании затвердевания цемента ОЗЦ не исключает вероятности замещения пробки под действием гравитационного давления цементной пачки из-за разности удельных весов материалов. Удельный вес цементного раствора и вязкоупругого состава составляет 1,8-1,9 г/см³ и 1,0-1,1 г/см³ соответственно. Кроме того, если повреждена та часть колонны, где нет цементного кольца, в интервале залегания кавернозных поглощающих пластов, то через зону повреждения в затрубное пространство приходится закачивать значительные объемы тампонирующей смеси. Однако после разбуривания цементного стакана, оставляемого в зоне повреждения, герметичность не восстанавливается, что объясняется интенсивным разбавлением смеси и в межколонном пространстве.

В результате не удается достичь получения прочного цементного камня в области ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение надежности цементирования ремонтируемой зоны эксплуатационной колонны за счет изменения реологических свойств тампонирующего материала в пластовых условиях.

Поставленная задача достигается тем, что для предотвращения разбавления цементного раствора пластовыми флюидами предлагается способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине, включающий последовательную закачку в пласт селективного водоизолирующего состава, содержащего нефть - 30-50, водную фазу - 40-68, эмульгатор 2-10; затем структурообразующего для цементного раствора материала, а именно вязкоупругой пены, содержащей полимер 0,5-5, сшиватель 0,1-3, вспениватель 0,2-5, водная фаза 87-99,2; затем цементного раствора.

Необходимость предварительной закачки селективного водоизолирующего состава заключается в следующем. Водоизолирующий состав представляет собой обратную эмульсию, состоящую из углеводородной фазы (чаще всего нефти), водной фазы (подтоварной воды или солевого раствора: раствора хлористого кальция и/или раствора хлористого натрия) и эмульгатора (эмультала и/или нефтенола НЗ). Ингредиенты состава подбираются с учетом геологических условий пласта: температуры, приемистости пласта, состава флюидов. С одной стороны, эмульсионный раствор поглощает попутную воду в скважине и изолируемом интервале, в результате чего происходит структурирование эмульсии с образованием гидрофобно-эмульсионного раствора с углеводородной внешней фазой с высокими реологическими свойствами. В результате в пласте в водных пропластках создается прочный водоизолирующий экран. Изменение динамической вязкости за счет поглощения пластовой воды композицией - на фиг.1.

С другой стороны, в случае попадания эмульсии в нефтесодержащие интервалы нефть растворяется в эмульсионном растворе, не нарушая проницаемость для нефтяных пропластков.

После технологической выдержки 10-30 минут приготавливается вязкоупругая пена на основе полимера 0,5-5, сшивателя 0,1-3, вспенивателя - 0,2-5, водной фазы 87-99,2. В качестве полимера применяется водный раствор полиакриламида, и/или раствор карбоксиметилцеллюлозы - КМЦ, и/или раствор стиромалеата натрия. В качестве сшивателя применяется калийхромовые квасцы и/или бихромат калия, и/или бихромат натрия, и/или алюмо-аммониевые квасцы. В качестве вспенивателя применяют алкил бензол сульфокислоту, и/или сульфанол, и/или нефтенол ВВД-технический поверхностно-активное вещество широкого спектра действия, ТУ 2483-015-17197708-97.

Вязкоупругая пена приготавливается с помощью бустерной установки или цементировочного арегата ЦА-320 и компрессора путем перемешивания компонентов. Приготовленный раствор полимера, вспенивателя и сшивателя вспенивается с помощью диспергатора и компрессора в емкости агрегата и нагнетается по трубам НКТ в пласт. Попадая в пласт, вязкоупругая пена расширяется под действием температуры, упрочняется в присутствии закрепителя и заполняет каверны и промытые области, а водоизолирующий экран позволяет сохранять соотношение ингредиентов во время структурирования композиции. Таким образом, в зоне ремонта образуется пористая вязкоупругая пена с высокими структурно-механическими свойствами. Плотность полученной композиции варьируется в пределах 0,4-0,9 г/см³. После технологической выдержки 10-30 минут закачивается цементный раствор с водоцементным соотношением 0,3-0,5.

Цементный раствор по характеру течения представляет собой псевдопластичную жидкость, характеризующуюся высокими значениями СНС и пластической вязкости. А это указывает, что после приложения напряжения выше СНС происходит разрушение структурной сетки и цементный раствор течет как обычная вязкая жидкость.

В предложенном способе цементный раствор продвигается в зоне ремонта, заполняя вязкоупругую пену с затуханием в радиальном направлении с остановкой. В результате происходит изменение в реологическом поведении цемента: в области цементного кольца у стенки скважины происходит структурирование псевдопластичного цемента, по мере удаления от скважины цемент приобретает вязкоупругие свойства с высокими значениями СНС, предельного динамического напряжения сдвига за счет проникновения в пористую структуру вязкоупругой пены. Эти реологические свойства не позволяют растекаться цементному раствору. Полученная в пустотах и кавернах композиция твердеет и закрепляет пласт, перераспределяя потоки пластовых флюидов.

Кривые течения цементного раствора, вязкоупругой пены и композиции на основе вязкоупругой пены и цементного раствора приведены на фиг.2.

В лабораторных условиях проведены физико-химические исследования цементного раствора и композиций на основе вязкоупругой пены и цементного раствора, а также свойства получаемого цементного камня и цементного камня при смешении с вязкоупругой пеной (Таблица 1) и изменение пористости полученного цементного камня при смешении с вязкоупругой пеной по мере продвижения тампонирующего состава (цементного раствора) в радиальном направлении (фиг.3).

Из фиг.3 видно, что пористость цементного камня в зоне цементного кольца без добавления вязкоупругой пены отсутствует, то есть образуется прочный цементный камень. По мере продвижения происходит соединение цементного раствора с вязкоупругой пеной с получением при ОЗЦ цементного камня различной пористости.

На фиг.4 приведена фотография полученного пористого цементного камня с увеличением 90 раз.

Как видно из приведенных данных в таблице 1, статическое напряжение сдвига, характеризующее напряжение, при котором происходит сдвиг, для композиции цементного раствора с вязкоупругой пеной при закачивании составляет 450-500 дПа, что в 5 раз выше цементного раствора. Предельное динамическое напряжение сдвига, характеризующее прочность структурной сетки, которую нужно разрушить, чтобы обеспечить течение с определенной пластической вязкостью, для цементного раствора отсутствует. Это объясняется тем, что цементный раствор не имеет прочной структуры и упругих свойств, в то время как у композиции вязкоупругой пены с цементным раствором это значение составляет 1200-1500 дПа, что говорит об образовании структурированного вязкоупругого цементного раствора, течение которого начинается после приложения напряжения выше указанных значений. В период ОЗЦ в зоне цементирования образуется прочный цементный камень, в зоне крепления композиция упрочняется с образованием пористого цементного камня, который обладает хорошим сцеплением как с цементным кольцом, так и с породой пласта. Цемент остается на ОЗЦ с дальнейшим разбуриванием.

Для доказательства соответствия заявляемого изобретения критерию промышленная применимость технология была использована в промысловых условиях на скважинах №1079 и №370.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1.

В скважине №1079 куст №41 Ватенского месторождения выполнены изоляционные работы предложенным способом.

По геофизическим данным выделен участок негерметичности, расположенный в интервале 1318-1319 м, пласт Сеноман. До обработки приемистость скважины составляла 720 м³/сут при давлении 10 атм.

Геолого-технические параметры скважины №1079 приведены ниже.

Пласт Сеноман

Пластовая температура45°СИнтервал изоляции1318-1290 мГлубина спуска НКТ:  При закачке, при продавке и срезке 1290 м,При ОЗЦ 1200 м.

С целью ограничения прорыва воды в данной скважине была приготовлена эмульсионная композиция 3 м³ с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 путем перемешивания компонентов в мернике. Водная фаза составила 50%. Термостабильность при 45°С составила 100%, агрегативная устойчивость - 100%. Закачали эмульсию в пласт по трубкам НКТ. По мере продвижения по стволу скважины и пласту давление увеличивалось: вначале 10 атм и закончили закачку при давлении 50 атм. Увеличение давления происходило за счет структурирования эмульсии с поглощением попутной воды. Для дальнейшего упрочнения структурной сетки скважину оставили на ОЗС на 2 часа.

Приготовили вязкоупругую пену «Аэрогель» с помощью диспергатора и компрессора в мернике агрегата ЦА-320. Плотность композиции «Аэрогель» составила 0,7 г/см³. Закачку в пласт производили через трубки НКТ при наименьшей скорости агрегата. Давление закачки 10/60 атм. Для дальнейшего равномерного распределения композиции в пустотах и кавернах и структурирования композиции скважину оставили на ОЗС на 2 часа.

Произвели цементную заливку цементным раствором объем 5 м³ при продавке в конце 130 атм с остановкой «Стоп». Через 32 часа разбурили цементный камень. Герметичность восстановлена. Скважина успешно запущена в работу - Q жидкости - 112 т/сут, Q нефти - 30 т/сут.

Пример 2.

В скважине №370 куст №34 Аганского месторождения выполнены изоляционные работы предложенным способом.

По геофизическим данным выделен участок негерметичности, расположенный в интервале 1501,5-1502 м, пласт Сеноман. До обработки приемистость скважины составляла 540 м³/сут при давлении 60 атм.

Геолого-технические параметры скважины № 370 приведены ниже.

Пласт Сеноман

Пластовая температура45°СИнтервал изоляции1481-1503 мГлубина спуска НКТ:  При закачке, при продавке и срезке 1481 м,При ОЗЦ 1331 м.

С целью ограничения прорыва воды в данной скважине была приготовлена эмульсионная композиция 3 м³ с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 путем перемешивания компонентов в мернике. Водная фаза составила 70%. Термостабильность при 45°С составила 100%, агрегативная устойчивость - 100%. Закачали эмульсию в пласт по трубкам НКТ. По мере продвижения по стволу скважины и пласту давление увеличивалось и закончили закачку при давлении 130 атм. Увеличение давления происходило за счет структурирования эмульсии с поглощением попутной воды. Для дальнейшего упрочнения структурной сетки скважину оставили на ОЗС на 2 часа.

Приготовили вязкоупругую пену «Аэрогель» с помощью диспергатора и компрессора в мернике агрегата ЦА-320. Плотность композиции «Аэрогель» составила 0,6 г/см³. Закачку в пласт производили через трубки НКТ при наименьшей скорости агрегата. Давление закачки не превышало 50 атм. Для дальнейшего равномерного распределения композиции в пустотах и кавернах и структурирования композиции скважину оставили на ОЗС на 2 часа.

Произвели цементную заливку цементным раствором объемом 4,2 м³ при продавке в конце 120 атм с остановкой «Стоп». Через 32 часа разбурили цементный камень, герметичность восстановлена.

Использование изобретения позволяет снизить расход цементного раствора и повысить надежность изоляции при ликвидации негерметичности обсадной колонны в интервалах эксплуатационной скважины, ликвидирует заколонные перетоки улучшает крепление промытых зон и каверн пласта, а также исключает необходимость проведения повторных операций для поглощающих скважин.

Таблица 1Физико-химические и реологические свойства цементного раствора и композиции вязкоупругой пены с цементным раствором (структурированного цементного раствора).#№№Наименование показателейЦементный раствор с водоцементным соотношением 0,46Вязкоупругая пена, содержащая 60% об. цементного раствора с водо-цементным соотношением 0,46 (структурированный цементный раствор)  При температуре 45°СПри температуре 63°СПри температуре 28°СПри температуре 63°С  1Начало21,543,5 схватывания, час    2Конец6487 схватывания, час    3Плотность, г/см³1,9000,8504Вязкость2151871000900 пластическая,     мПа·с    5Предельное1008015001200 динамическое     напряжение     сдвига, дПа    6Статическое10080500450 напряжение     сдвига, дПа    7Водоотдача, см³508Фильтрация, см³509Коэффициент064,2 пористости, %  10Коэффициент0120,5 проницаемости,   млд  

Изобретение может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности при ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн при ремонтно-изоляционных работах по ликвидации заколонных перетоков в обсаженных скважинах. Способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине включает закачку в нее гидрофобно-эмульсионного раствора, затем вязкоупругой пены, затем цементного раствора через колонну насосно-компрессорных труб и оставление скважины на период ожидания затвердевания цемента. Вязкоупругую пену готовят на поверхности при следующем соотношении компонентов, мас.%: полимер 0,5-5, сшиватель 0,1-3, вспениватель 0,2-5, водная фаза 87-99,2. Гидрофобно-эмульсионный раствор имеет состав, мас.%: нефть 30-50, водная фаза 40-68, эмульгатор 2-10. Могут использовать различные виды полимеров, сшивателей, вспенивателей, водной фазы. Для приготовления пены кратностью 0,2-5 при вспенивании применяют газообразные агенты. Технический результат - создание высокоэффективного тампонажного материала, меняющего свои реологические свойства и проницаемость в пластовых условиях, снижение расхода цементного раствора. 6 з.п. ф-лы, 2 табл., 4 ил.

1. Способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине, включающий закачку в нее вязкоупругого материала, затем закачку цементного раствора через колонну насосно-компрессорных труб и оставление скважину на период ожидания затвердевания цемента - ОЗЦ, отличающийся тем, что в качестве вязкоупругого материала используют вязкоупругую пену, которую приготавливают на поверхности при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Полимер0,5-5Сшиватель0,1-3Вспениватель0,2-5Водная фаза87-99,2,

а до закачки указанной вязкоупругой пены в пласт осуществляют закачку селективного водоизолирующего состава - гидрофобно-эмульсионного раствора при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Нефть30-50Водная фаза40-68Эмульгатор2-10.