СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНУ Российский патент 2008 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ремонте скважин от притока воды и ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и заколонного пространства.

Известен способ изоляции притоков пластовых вод и закрепления грунта путем закачки в пласт мочевиноформальдегидной смолы с добавления к ней в качестве отвердителя - электролитов (а.с. 112626, класс 5А,41, 1958 г.). К недостаткам способа относятся низкие прочностные характеристики полученного на основе формальдегидной смолы отвержденного состава.

Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции водопритоков в скважину путем закачки изолирующего и структурообразующего составов на основе соответственно смеси формальдегидных смол и кислот с наполнителями и с предварительной очисткой зоны негерметичности путем закачки комплексообразующих составов (патент РФ 2042783, Е21В 33/138, бюл. 24, 1995 г.). К недостаткам способа относится относительно низкий изоляционный эффект зон негерметичности в призабойной зоне пласта за счет того, что изоляции подвергаются только внутренние (открытые) зоны негерметичности, а во внешние (закрытые) зоны изолирующей состав не проникает.

Целью изобретения является получение более высокого и длительного по сравнению с известными составами изолирующего эффекта при проведении работ по ремонту скважин от притока воды и ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и заколонного пространства.

Поставленная цель достигается тем, что в способе изоляции водопритока в скважину, включающем закачку в водонасыщенную зону пласта смеси формальдегидной смолы и отвердителя с предварительной очисткой зоны негерметичности, процесс очистки осуществляют путем закачки в зону негерметичности отвердителя, закачку реагентов проводят в непрерывном режиме при давлении выше давления разрыва данного пласта, при этом в смесь формальдегидной смолы и отвердителя дополнительно вводят гипс гидролизный при соотношении компонентов, %:

отвердитель10-15гипс гидролизный4,5-10,смола формальдегиднаяостальное,

а последующее отверждение тампонирующей смеси осуществляют без снижения давления, причем в качестве отвердителя используют вещества, способные как отверждать тампонирующую смесь, так и образовывать с породой пласта растворимые соли (например соляная кислота, серная кислота, фосфорная кислота, плавиковая кислота, щавелевая кислота, толуолсульфокислота или их смеси), а выше и ниже зоны негерметичности в скважине устанавливают разбуриваемые одноразовые пакеры.

Известно, что в результате многолетней эксплуатации нефтяных скважин происходит потеря герметичности эксплуатационных колонн и заколонного пространства. Например, в ОАО «Татнефть» таких скважин более 10%. В результате этого возможен как приток пластовой воды в скважину, так и попадание скважинной жидкости в водонососные пласты, используемые для снабжения населения питьевой водой. В результате этого экологическая обстановка нефтедобывающих районов ухудшается.

Для ликвидации таких негерметичностей применяют различные материалы, в том числе и формальдегидные смолы. Анализ применения формальдегидных смол для ликвидации негерметичности показывает, что ряд технических вопросов при этом решается недостаточно.

Как правило, зоны негерметичности включают в себя 2 вида: внутренние (обычно открытые для закачки) и внешние (закрытые). При применении известных способов изоляции тампонируются только внутренние (открытые) зоны. По предлагаемому способу вначале проводят подготовку (очистку) зон негерметичности заколонного пространства. Для этого предварительно в зону негерметичности при давлении выше давления разрыва данного пласта, в котором находится зона негерметичности, закачивают отвердитель, причем отвердитель подбирают из веществ, образующих с компонентами пласта растворимые соли. При этом достигаются 2 эффекта:

- становятся доступными для закачки тампонирующих материалов ранее закрытые внешние зоны;

- после закачки увеличивается адгезия породы к тампонирующей смеси за счет подготовки породы путем предварительного контакта ее с отвердителем.

Как показал промысловый опыт при ликвидации нарушений негерметичности с применением формальдегидных смол, часто ожидаемый эффект не достигается вследствие перепадов давления режимов закачки и режимов отверждение смолы. Происходит это вследствие того, что применяющиеся при этом стандартные пакеры многократного действия не соответствуют условиям проведения ремонта. Снятие их с места посадки до отверждения тампонирующей смеси приводит к снижению качества изоляции Известно, что эффективность водоизоляционных работ существенно возрастает при формировании изолирующих экранов под избыточным давлением, когда процессы задавливания смеси за эксплуатационную колонну и отверждения материала следуют друг за другом без промежуточных операций (см. «Нефтяное хозяйство №9, 1980 г., с.23-26). Поэтому наиболее перспективными являются методы, основанные на использования пакеров разового воздействия с последующим разбуриванием. В предлагаемом способе зона негерметичности при проведении работ и отверждении смеси отсекается одноразовыми разбуриваемыми пакерами, что создает оптимальные условия для эффективности работ.

В предлагаемом способе в тампонирующую смесь на основе формальдегидной смолы и отвердителя добавляют гипс гидролизный. Согласно ТУ 06024-11-04-00 гипс гидролизный получают как отход производства при гидролизе щепы и опила. В состав гипса входят лигнин технический (20-30%), двуокись кремния (до 10%), непрогидролизованная целлюлоза, минеральные вещества. Отверждение состава на основе формальдегидных смол происходит за счет реакции поликонденсации непосредственно в скважинных условиях. Добавки диспергированных частиц гипса гидролизного активируют формальдегидное связующее, повышая его адгезионную способность, что соответственно обеспечивает значительные силы сцепления на контакте отвержденная смола - труба и смола - порода. Величины этих сил превышают силы взаимного сдвига слоев, возникающих при нагружении трубы внешним давлением. Кроме того, в результате взаимодействия лигносульфонатов, содержащихся в гидролизном гипсе, с формальдегидными группами образуются смололигносульфонатные комплексы с включенными в них частицами древесных опилок и частиц кремния. Это приводит к предотвращению усадки. Таким образом, присутствие гипса гидролизного в тампонирующей смеси способствует более высокой адгезии к породе пласта, регулированию времени потери текучести и увеличению прочностных свойств тампонирующего состава.

Предлагаемый способ был испытан в лабораторных условиях. Для определения оптимального содержания гипса гидролизного в смеси формальдегидной смолы и отвердителя был проведен ряд лабораторных опытов. Оптимальное содержание гипса определяли по совокупности трех параметров: вязкости начальной смеси, времени начала отверждения смеси и давлении отрыва отвержденного тампонирующего состава от металлической поверхности. Для этого на металлическую пластину наносили смесь формальдегидной смолы с отвердителем (10%) с переменным количеством гипса гидролизного. В качестве формальдегидной смолы использовали Арзамит-5 (ТУ 2257-001-58948815-2003), в качестве отвердителя - 12% соляную кислоту. Давление отрыва от металлической пластины определяли адгезиометром "Константа А". Результаты опытов приведены в табл.1

Содержание гипса гидролизного в смеси, %Вязкость смеси, мПа·сВремя начала отверждения, часДавление отрыва, МПа0952,53,94,5143,64,47,52105,04,6102506,54,7123008,04,7

Таким образом установлено, что оптимальное содержание гипса гидролизного в тампонажной смеси на основе формальдегидной смолы и отвердителя составляет 4,5-10%, т.к. при меньшем количестве снижается адгезия к металлу, а при большем, с увеличением начальной вязкости состава более чем в 3 раза адгезия не повышается.

На основании изменения вышеуказанных параметров было также проведено определение оптимального содержания отвердителя в тампонирующей смеси при применении различных отвердителей: соляная кислота(СК), толуолсульфокислота (ТСК) и их смесь (СМ). При этом содержание гипса гидролизного поддерживалось на уровне 8%. Результаты приведены в таблице 2

Наименование отвердителя, содержание его в тампонирующей смеси, %Вязкость смеси, мПа·сВремя начала отверждения, часДавление отрыва, МпаСК 72105,54,4СК 102004,04,6СК 151803,54,6СК 201652,14,7ТСК 72184,34,45ТСК 102104,84,6ТСК 151953,84,6ТСК 201852,54,6СМ 72154,94,4СМ 102084,44,6СМ 151903,74,7СМ 201702,34,7

Таким образом установлено, что оптимальная концентрация отвердителя в тампонажной смеси составляет 10-15%, т.к. при меньшем количестве снижается адгезия к металлу, а при большем, с резким снижением времени начала отверждения тампонирующего состава адгезия не повышается.

Были проведены также сравнительные испытания известного и предлагаемого способов. 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, см100диаметр, см9,3проницаемость, мкм²0,73-2,3

Согласно предлагаемому способу в обводненную модель при давлении выше давления разрыва модели пласта (более 10 МПа/м) последовательно без снижения давления нагнетали отвердитель (12% раствор соляной кислоты) и тампонажную смесь на основе отвердителя, формальдегидной смолы и гипса гидролизного (соответственно 12%, 80%, 8%). Далее для создания режима отверждения тампонирующего состава под давлением закрывали вход и выход модели и оставляли модель на выдержку в течение 48 часов. Затем измеряли давление прорыва модели пласта.

При проведении лабораторного эксперимента с применением известного способа в обводненную модель пласта без превышения давления последовательно закачивали 12% соляную кислоту (очистка изолируемой зоны пласта), смесь формальдегидной смолы (Арзамит-5) и отвердителя. Далее отверждение смеси проводили при открытой входной задвижке.

В результате экспериментов установлено, что давление прорыва по известному способу составляет 16,7 МПа/м, а по предлагаемому - 21,2 МПа/м, т.е. на 26% больше.

Способ в промысловых условиях осуществли следующим образом. На основании комплекса промыслово-геофизических исследований в соответствии с РД 39-1-1190-84 «Технология промыслово-геофизических исследований при капитальном ремонте скважин» выявили зону нарушения эксплуатационной колонны на глубине 320 метров. Ниже и выше зоны нарушения спустили разбуриваемые пакеры ПР-К и произвели распакеровку. При давлении выше давления разрыва пласта (10 МПа) закачали раствор отвердителя ТСК, а затем необходимое для изоляции зоны нарушения количество тампонажной смеси в составе гипс гидролизный - 5%, ТСК - 10%, фенолформальдегидная смола - 85% и продавили ее водой. Подняли колонну НКТ, скважину оставили на время отвердевания тампонирующей смеси (48 часов), после чего разбурили пакеры из отвержденной тампонирующей смеси и промыли ствол скважины.

Известно, что давление разрыва кольцевого пространства определяется по формуле

Р - 2 SG/D,

где S - толщина кольцевого пространства;

D - диаметр;

G - прочностная характеристика, зависящая от материала кольца и степени адгезии его к породе пласта и металлу.

В предлагаемом способе увеличение давления разрыва будет достигаться как увеличением толщины кольцевого пространства за счет предварительной закачки в зону негерметичности при давлении выше давления разрыва пласта веществ, образующих с породой пласт растворимых солей, так и увеличением прочностной характеристики материала за счет того, что отверждение тампонирующей смеси с новым эффективным наполнителем осуществляют без снижения давления.

Таким образом, при применении предлагаемого способа проявляется сверхсуммарный (синергетический) эффект, который заключается в том, что в результате закачки компонентов при давлении выше давления разрыва пласта, отверждении состава без снижения давления и добавления в тампонирующую смесь дешевых и доступных веществ - отходов производства - увеличивается прочность, адгезия тампонирующей смеси и соответственно на 26% увеличивается по сравнению с известным способом давление прорыва модели пласта. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого решения критерию «изобретательский уровень».

Заявляемый способ изоляции водопритока в скважину 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 изолирующего эффекта 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 нефтяной промышленности и может найти применение при ремонте скважин от притока воды путем ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и заколонного пространства. Технический результат - получение высокого и длительного изолирующего эффекта при проведении работ по ремонту скважин от притока воды. В способе изоляции водопритока в скважину при нарушении герметичности эксплуатационных колонн, включающем закачку в зону негерметичности тампонажной смеси, включающей формальдегидную смолу и отвердитель - кислоту с предварительной очисткой этой зоны путем закачки указанной кислоты, тампонажная смесь содержит дополнительно гидролизный гипс, а закачку указанной кислоты и тампонажной смеси проводят в непрерывном режиме при давлении выше давления разрыва данного пласта, с последующим отверждением тампонажной смеси без снижения давления. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 з.п. ф-лы, 2 табл.

1. Способ изоляции водопритока в скважину при нарушении герметичности эксплуатационных колонн, включающий закачку в зону негерметичности тампонажной смеси, включающей формальдегидную смолу и отвердитель-кислоту, с предварительной очисткой этой зоны путем закачки указанной кислоты, отличающийся тем, что тампонажная смесь содержит дополнительно гидролизный гипс, а закачку указанной кислоты и тампонажной смеси проводят в непрерывном режиме при давлении, выше давления разрыва данного пласта, с последующим отверждением тампонажной смеси без снижения давления.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве указанной кислоты используют соляную кислоту, серную кислоту, фосфорную кислоту, плавиковую кислоту, щавелевую кислоту, толуолсульфокислоту или их смеси.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что выше и ниже зоны негерметичности в скважине устанавливают разбуриваемые одноразовые пакеры.