СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ЗОНЫ ПОГЛОЩЕНИЯ ПЛАСТА Российский патент 2008 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам изоляции зон осложнений, и может найти применение в процессах бурения и ремонта скважин.

Известен способ изоляции зоны поглощения пласта путем последовательной закачки в него эмульсионного раствора на нефтяной основе и тампонажного раствора на водной основе (см. Мищевич В.И. Справочник инженера по бурению. М.: Недра, 1983, с.104-106). Недостатком способа является его недостаточная эффективность по причине отсутствия адгезии образовавшегося из тампонажного раствора камня с породой, так как первоначальная закачка эмульсионного раствора на нефтяной основе смачивает породу и придает ей гидрофобные свойства.

Известен также способ изоляции зон водопритока в скважине путем поочередной порцианальной закачки структурирующего агента и структурообразователя с последующим их перемешиванием внутри скважины при подъеме насосно-компрессорных труб инжектированием с помощью перфорированного патрубка и продавливанием состава в зону изоляции (пат. №2239048, Е21В 33/13, опубл. 27.10.2004, бюл. №30). Недостатком данного способа является то, что при приготовлении быстросхватывающего тампонажного состава в интервале изоляции перемешивание структурирующего реагента и инициатора структурирования будет недостаточно полным, вследствие чего часть дорогостоящих реагентов бесцельно будут продавлены в обрабатываемую зону без контакта друг с другом.

Наиболее близким к изобретению является способ изоляции зоны поглощения пласта путем закачки в него тампонажного раствора на водной основе, выдержки определенного времени на схватывание данного раствора и закачки эмульсионного раствора на нефтяной основе (авторское свидетельство СССР №927966, Е21В 33/13, опубл. 15.05.82, бюлл. №18). Недостатком известного способа является его низкая эффективность вследствие того, что эмульсионный раствор на нефтяной основе после закачки образует недостаточно прочный камень, который при значительных перепадах давлений между пластом и внутрискважинным пространством разрушается, что в сочетании с относительно низкой седиментационной устойчивостью известного тампонажного раствора приводит к возобновлению фильтрации через породы изолируемой зоны.

Целью изобретения является повышение эффективности изоляции зоны поглощения пласта и уменьшение технологического риска при проведении работ.

Поставленная цель достигается тем, что в способе изоляции зоны поглощения пласта путем закачки в нее через насосно-компрессорные трубы - НКТ тампонажного состава на основе цемента и воды и после его отверждения тампонажного состава на органической основе, в качестве последнего используют смесь формальдегидной смолы и кислотного отвердителя, а перед ее закачкой в зону поглощения закачивают раствор кислоты, затем поднимают НКТ на расчетное расстояние, а в пространство колонны под НКТ закачивают указанную смесь и продавливают ее в зону поглощения, причем расчетную высоту определяют по формуле:

Н=1,1FT/S,

где Н - расчетная высота подъема НКТ, м;

F - коэффициент фильтрации состава, м³/час;

Т - время потери текучести тампонирующей смеси, час;

S - площадь сечения внутреннего пространства колонны, м², при этом объем закачиваемого раствора кислоты составляет 5-10% от объема смеси формальдегидной смолы и кислотного отвердителя.

Основным материалом для изоляции зон поглощения в настоящее время остается тампонажный состав на основе воды и цемента. Основным недостатком такого тампонажного раствора является то, что размеры пор зоны поглощения зачастую меньше размера цементных частиц. В результате этого даже после закачки значительных объемов цемента проницаемость зон поглощения хотя и резко снижается, но сохраняется в пределах 0,01-1,0 м³/час. Для закрепления таких зон поглощения применяют тампонажные составы на органической основе с высокой подвижностью. Причем низкая и даже сверхнизкая проницаемость обрабатываемых зон налагает определенные ограничения на применяемые тампонажные материалы.

Повышение эффективности изоляции зон поглощения по предлагаемому способу по сравнению с известным будет достигаться следующими факторами:

- смесь формальдегидной смолы и кислотного отвердителя обладает меньшей вязкостью и, соответственно, более высокой подвижностью по сравнению с известными гидрофобно-эмульсионными составами. По этому проникающая способность тампонирующего состава на органической основе по предлагаемому способу будет выше чем по известному. Кроме того, по предлагаемому способу перед закачкой тампонажного состава на органической основе в изолируемую зону поглощения закачивают раствор кислоты, что не только увеличивает приемистость обрабатываемой зоны, но и повышает адгезию тампонажного состава на основе смеси формальдегидной смолы и кислотного отвердителя к породе.

- По сравнению с известными гидрофобно-эмульсионными составами тампонажный состав на основе смеси формальдегидной смолы и кислотного отвердителя образует твердый прочный камень, который устойчив к высоким градиентам давлений, не разрушается и не выдавливается из обработанных зон нарушений.

При закачке тампонажных растворов в зоны поглощения существует определенная опасность преждевременного отверждения смеси внутри скважины и «прихватывания» находящихся там труб НКТ, что может значительно осложнить процесс проведения работ. Преждевременное отверждение происходит вследствие того, что время потери текучести большинства тампонажных растворов составляет 1-6 часов. Для предупреждения подобных осложнений в разработанном способе после закачки раствора кислоты трубы НКТ поднимают на такое расстояние, чтобы с учетом коэффициента фильтрации состава и времени потери текучести тампонирующей смеси успеть продавить необходимый объем смеси в зону нарушения, причем с учетом поправочного коэффициента нижняя граница труб НКТ должна располагаться выше верхнего уровня закаченного тампонажного состава. Известно, что плотность тампонирующих составов выше плотности воды и составляет 1,25 г/см³ и выше. Проведенные нами лабораторные исследования показали, что скорость падения тампонажного состава на основе смеси формальдегидной смолы и кислотного отвердителя в воде без приложения давления составляет 6,7 м/мин. Таким образом закачка в режиме «сбрасывания» из НКТ в нижележащее пространство эксплуатационной колонны смеси формальдегидной смолы и кислотного отвердителя приведет к тому, что тампонажная смесь заполнит пространство колонны под НКТ, не доходя до них и вытеснив воду наверх. Далее эту смесь продавливают водой в изолируемую зону.

В качестве формальдегидной смолы могут использоваться ацетонформальдегидные и фенолформальдегидные смолы, которые отверждаются кислотным раствором, например арзамит, арзамит-5 и т.п. В качестве кислотного отвердителя могут быть использованы как неорганические (серная, соляная), так и органические (сульфокислота, толуолсульфокислота, паратолуолсульфокислота). Перед закачкой в зону поглощения смеси формальдегидной смолы и кислотного отвердителя закачивают раствор кислоты, которая должна быть та же, что и кислотный отвердитель.

Были проведены лабораторные исследования по определению оптимального объема закачиваемого в зону поглощения раствора кислоты. Испытания проводили на насыпных линейных моделях, т.е. моделях, в которые набивали пористый материал - кварцевый песок. В зависимости от величины зерен создавали нужную проницаемость модели пласта. Песок набивали в модель, контролируя пористость и проницаемость модели пласта.

Характеристики модели пласта:

общая длина, см - 32;

диаметр, см - 19;

проницаемость, мкм² - 7,3-9,3.

Согласно предлагаемому способу в обводненную модель, моделирующую зону поглощения, последовательно закачивали тампонажную смесь на основе воды и цемента, делали выдержку на застывание цемента, далее закачивали 12% раствор соляной кислоты и смесь формальдегидной смолы резольного типа и кислотного отвердителя и оставляли модель на выдержку в течение 48 часов.

Затем измеряли давление прорыва модели пласта.

В качестве формальдегидной смолы резольного типа использовали Арзамит-5 (ТУ 2257-001-58948815-2003), в качестве отвердителя - 12% соляную кислоту.

Результаты опытов приведены в табл.1

Объем кислоты от объема тампонажной смеси, %Объем закаченной тампонажной смеси, млВремя выдержки до отверждения, часДавление прорыва, МПа/м3164823,95194824,47,524,54824,610274824,712304824,7

Таким образом установлено, что оптимальный объем закачиваемого в изолируемую зону раствора кислоты составляет 5-10%, т.к. при меньшем количестве снижается давление прорыва, а при большем, с увеличением объема закаченной тампонажной смеси, давление прорыва не повышается.

Были проведены также испытания с применением известного способа. При проведении лабораторного эксперимента с применением известного способа в обводненную модель пласта последовательно закачивали тампонажную смесь на основе воды и цемента, делали выдержку на застывание цемента, гидрофобный эмульсионный раствор и оставляли модель на выдержку в течение 48 часов. Затем измеряли давление прорыва модели пласта. В результате экспериментов установлено, что давление прорыва по предлагаемому способу составляет - 13,7 МПа/м, т.е. в 1,8 раза меньше.

Способ в промысловых условиях осуществляют следующим образом. Предварительно производят комплекс промыслово-геофизических исследований в соответствии с РД 39-1-1190-84 «Технология промыслово-геофизических исследований при капитальном ремонте скважин» с целью выявления зоны нарушения эксплуатационной колонны. Ниже зоны нарушения спускают разбуриваемый пакер ПР-К и производят распакеровку. Закачивают расчетное количество тампонажной смеси на водной основе, делают выдержку на застывание цемента. Определяют приемистость зоны нарушения. Рассчитывают необходимый объем закачки раствора кислоты, смеси формальдегидной смолы и кислотного отвердителя, а также высоту подъема НКТ. Закачивают раствор кислоты, продавливают его водой. Затем поднимают НКТ на расчетное расстояние, а в нижележащее пространство эксплуатационной колонны закачивают расчитанный объем смеси формальдегидной смолы и кислотного отвердителя и продавливают его в обрабатываемую зону. Скважину оставляют на время отверждения тампонирующей смеси (48 часов), после чего разбуривают пакер из отвержденной тампонирующей смеси и промывают ствол скважины. После окончания изоляционных работ скважину опрессовывают и по отсутствию поглощений судят о качестве изоляции.

Были проведены также опытно-промысловые работы по испытанию разработанного способа на скважине №1847 НГДУ «Лениногорскнефть». С помощью комплекса промыслово-геофизических исследований обнаружена негерметичность ствола скважины на глубине 800 метров. При проведении работ по определению приемистости зоны нарушения выявлено отсутствие циркуляции по причине поглощения закачиваемой воды этой зоной. На основе 16 тонн цемента в зону нарушения была закачена водоцементная смесь и произведена выдержка по ОЗЦ. Затем была определена приемистость обработанной зоны, которая равнялась 0.45 м³/час. Определено время потери текучести тампонирующей смеси, которое равнялось 3 часам. Определили расчетную высоту подъема НКТ.

Н=1,1FT/S,

где F - 0,45 м³/час;

Т - 3 часа;

S - 0,0136 м² _.

Н=1,1·0,45·3/0,136=109,2 м.

В зону поглощения было закачено 70 л кислоты, далее подняли НКТ на расчетное расстояние, а в нижележащее пространство эксплуатационной колонны закачали 1,35 м³ смеси формальдегидной смолы резольного типа и кислотного отвердителя и продавили ее в обрабатываемую зону. Скважину оставили на время отверждения тампонирующей смеси (48 часов). Дальнейшие исследования показали, что скважина герметична.

Таким образом, при применении предлагаемого способа проявляется сверхсуммарный (синергетический) эффект, который заключается в том, что в результате предварительной закачки раствора кислоты не только увеличивается приемистость зоны поглощения, но и повышается адгезия тампонажного состава на основе смеси формальдегидной смолы и кислотного отвердителя к породе. В итоге проникающая способность тампонирующего состава на органической основе и, соответственно, повышение эффективности изоляции зоны поглощения по предлагаемому способу будет выше (в 1,8 раза), чем по известному. Кроме того, по предлагаемому способу достигается уменьшение технологического риска при проведении работ.

Это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого решения критерию «изобретательский уровень».

Заявляемый способ изоляции в литературе не описан, что позволяет сделать сделать вывод о соответствии заявляемого решения критерию «новизна».

Совокупность существенных признаков, характеризующих сущность изобретения, может быть многократно использована в промышленности с получением технического результата, заключающегося в получение более высокого и длительного по сравнению с известными способами эффекта изоляции зоны поглощения при проведении работ по ремонту скважин от притока воды и ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и заколонного пространства, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критерию «промышленная применимость».

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам изоляции зон осложнений, и может найти применение в процессах бурения и ремонта скважин. Технический результат - повышение эффективности изоляции поглощающей зоны пласта и уменьшение технологического риска при проведении работ. В способе изоляции зоны поглощения пласта путем закачки в нее через насосно-компрессорные трубы - НКТ тампонажного состава на основе цемента и воды и после его отверждения - тампонажного состава на органической основе, в качестве последнего используют смесь формальдегидной смолы и кислотного отвердителя, а перед ее закачкой в зону поглощения закачивают раствор кислоты, затем поднимают НКТ на расчетное расстояние, а в пространство колонны под НКТ закачивают указанную смесь и продавливают ее в зону поглощения, причем расчетную величину определяют по приведенной формуле. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

1. Способ изоляции зоны поглощения пласта путем закачки в нее через насосно-компрессорные трубы - НКТ тампонажного состава на основе цемента и воды и после его отверждения - тампонажного состава на органической основе, отличающийся тем, что в качестве последнего используют смесь формальдегидной смолы и кислотного отвердителя, а перед ее закачкой в зону поглощения закачивают раствор кислоты, затем поднимают НКТ на расчетное расстояние, а в пространство колонны под НКТ закачивают указанную смесь и продавливают ее в зону поглощения, причем расчетную высоту определяют по формуле

H=1,1FT/S,

где Н - расчетная высота подъема НКТ, м;

F - коэффициент фильтрации состава, м³/ч;

Т - время потери текучести тампонирующей смеси, ч;

S - площадь сечения внутреннего пространства колонны, м².