Результат интеллектуальной деятельности: Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонтно-изоляционным работам в нефтяных и газовых скважинах, проводимым для ликвидации заколонных перетоков флюидов, ограничения водопритоков, изоляции водоносных горизонтов и повышения эффективности работы скважин.

Известен способ проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в условиях больших поглощений (патент РФ 2405926)), который включает закачку в интервал поглощения суспензии фосфогипса и жидкого натриевого стекла. При этом в скважину предварительно закачивают оторочку из 1-3 м³ нефтекислотной эмульсии, а далее в 1-4 цикла последовательно закачивают равные количества стекла натриевого жидкого и 50%-ной водной суспензии фосфогипса с суммарным объемом одного цикла от 4 до 8 м³ с промежуточной закачкой между ними буфера из пресной воды. Далее после закачивания стекла натриевого жидкого и 50%-ной водной суспензии фосфогипса закачивают цементный раствор.

Основным недостатком этого способа является низкая эффективность герметизации заколонного пространства из-за низкой проникающей способности цементного раствора в трещины и каналы в горных породах и в цементном камне, а также прямые потери углеводородного сырья.

Известен способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах согласно патента РФ №2356929 МПК С09К 8/04 (2006.01), Е21В 33/138 (2006.01) с применением вязкоупругого состава, включающего в себя полиакриламид, сшивающий агент, регулятор гелеобразования, наполнитель растительного происхождения и воду, причем в качестве сшивающего агента применяют нитрат хрома, а в качестве регулятора гелеобразования - сульфаминовую кислоту и дополнительно «Монасил», а в качестве наполнителя растительного происхождения - органоминеральный реагент «АПТОН-РС» при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: полиакриламид 1,4-1,9; нитрат хрома 0,25-0,32; сульфаминовая кислота 1,5-0,23; монасил 0,11-0,23; органический реагент «АПТОН-РН» 5-11; вода остальное.

Основными недостатками этого способа являются:

- невозможность герметизации заколонного пространства скважин из-за низкой проникающей способности реагентов в микротрещины и каналы в горных породах и в цементном камне;

- высокая экологическая опасность и биологическая вредность солей хрома.

Известен «Способ изоляции обводненных нефтяных коллекторов» согласно патента РФ №2224101. Суть способа заключается в получении устойчивого объемного изоляционного материала, эффективно препятствующего прорыву пластовых и нагнетательных вод, за счет закачки в пласт водной суспензии структурообразующего вещества - гипса и водного раствора силиката одновалентного катиона, причем в качестве гипса используют гипс химический - фосфогипс, фторогипс, борогипс, магнезия-гипс, гидролизный гипс, а одновалентным катионом является натрий, калий, литий. Указанная суспензия содержит гипс химический с концентрацией 2,1-7,5%, а указанный раствор используют с концентрацией 21-50%, причем закачку водной суспензии и водного раствора осуществляют одновременно или последовательно. Кроме того указанная суспензия может содержать дополнительно наполнитель - бентонитовую глину, древесную муку, кварцевый песок при следующем соотношении химический гипс: наполнитель 1-10:1.

Основными недостатками данного способа является низкая эффективность герметизации заколонного пространства за счет:

- длительного времени структурирования ремонтного состава (в течение 1-3 сут);

- низкой седиментационной устойчивости указанного состава (из-за осаждения фосфогипса);

- низкой прокачиваемости в изолируемых интервалах при малой приемистости;

- невозможности заполнения микротрещин и каналов в горных породах и в цементном камне из-за наличия в ремонтном составе твердой фазы.

Прототипом изобретения является «Способ ликвидации зон поглощения в скважине» согласно патента РФ №2405927, включающий одновременную закачку двух потоков - жидкого носителя с фосфогипсом и со стеклом натриевым жидким, в качестве жидкого носителя используют глинистый буровой раствор, содержащий карбоксиметилцеллюлозу или карбоксиметилированный крахмал, а указанную закачку осуществляют параллельно со смешением потоков перед закачкой в изолируемый интервал пласта. Объем потоков определяется в зависимости от приемистости изолируемого интервала и составляет от 10 до 50 м³.

После закачки в изолируемый интервал и смешения двух параллельных потоков происходит структурирование (отверждение) за счет взаимодействия фосфогипса со стеклом натриевым жидким, в результате чего образуется тампонирующая масса, обладающая улучшенными прочностными и водоизолирующими свойствами.

Основными недостатками данного способа является низкая эффективность герметизации заколонного пространства скважин за счет:

- невозможности герметизации заколонного пространства из-за низкой проникающей способности ремонтного состава в трещины и каналы в горных породах и в цементном камне;

- непродолжительности достигаемого эффекта (несколько месяцев после проведения ремонтно-изоляционных работ).

Таким образом, можно сделать вывод, что рассмотренные выше технические решения имеют существенные ограничения к применению в скважинах на нефтегазовых месторождениях по указанным причинам.

Задачей изобретения является повышение эффективности РИР, увеличение продолжительности их межремонтного периода, снижение биологической опасности и экологических нагрузок.

Техническим результатом изобретения является повышение герметичности заколонного пространства нефтегазовых скважин, изоляция пластовых флюидов, поступающих к перфорационным отверстиям из нижележащих или вышележащих пластов по трещинам в цементном камне и зазорам на контактах «колонна-цемент-порода»), и сокращение времени образования тампонирующего вещества при заполнении каналов перетока в скважине.

Технический результат достигается тем, что способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине, характеризующийся тем, что производят закачку за обсадную колонну водного раствора хлористого кальция с концентрацией 10-12% и водного раствора сульфата натрия с концентрацией 13-15% при давлении, не превышающем 70% от допускаемого внутреннего давления на трубы обсадной колонны, выдерживают скважину в покое 15-30 минут до завершения образования осадка CaSO₄ по формуле (1):

и последующую закачку водного раствора полиакриламида с концентрацией 0,5-3%, для создания эффекта докрепления изолируемого интервала при том же значении давления с выдержкой скважины в покое в течении 2-7 часов до завершения процесса гелеобразования.

Повышение герметичности заколонного пространства нефтегазовых скважин с использованием предлагаемого способа проведения РИР достигается тем, что в изолируемом интервале:

- обеспечивается глубокое проникновение водных растворов Na₂SO₄ и CaCI₂ в каналы и трещины в цементном камне;

- протекает химическая реакция по уравнению (1) с образованием твердого вещества - сульфата кальция CaSO₄ (гипса) [1,2], выпадающего в осадок и заполняющего микротрещины, пустоты и флюидопроводящие каналы за обсадными колоннами.

Полученная тампонирующая масса обладает:

- улучшенными изолирующими свойствами;

- малым временем схватывания - от 2 до 15 минут (согласно работ авторов: Белов, В.В. Современные эффективные гипсовые вяжущие, материалы и изделия. Научно-справочное издание / В.В. Белов, А.Ф. Бурьянов, В.Б. Петропавловская; под общ. ред. А.Ф. Бурьянова. Тверь: ТГТУ, 2007. 132 с. стр. 21-23);

- коррозионной стойкостью и высокой адгезией к колонне, породе и старому тампонажному камню.

Закачка за обсадную колонну водного раствора CaCI₂ и водного раствора Na₂SO₄ и выдержка скважины в покое в течение времени, необходимого для протекания реакции по формуле 1, осуществляется при давлении, не превышающем 70% от допускаемого внутреннего давления на трубы обсадной колонны во избежание порыва обсадных труб при возможных скачках давления.

Скорость протекания химической реакции для каждой скважины будет разной из-за разных температурных условий и не превышает 30-50 минут. Побочным продуктом реакции по уравнению (1) является образование водного раствора хлористого натрия NaCI.

Для создания эффекта докрепления изолируемых пространств за обсадную колонну дополнительно закачивают раствор полиакриламида (ПАА) с концентрацией 0,5-3%. (При большей концентрации ПАА консистенция гелеобразной субстанции увеличивается и могут возникнут трудности при его прокачке за обсадную колонну) [3].

В результате взаимодействия ПАА с NaCI происходит его коагуляция с образованием геля и «склеивание» микроскопических частичек CaSO₄.

Таким образом, в результате докрепления, повышается герметичность изолируемого интервала с образованием непроницаемого тампона в каналах и трещинах в цементном камне и зазорах в системе колонна-цемент-порода.

Для каждой скважины, в зависимости от пластовой температуры, время протекания процесса гелеобразования будет разным. Экспериментально установлено, что при температуре 20-22°С процесс гелеобразования ПАА заканчивается через 5-7 часов.

В предлагаемом способе проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине, в отличие от прототипа, не используется крупнодисперсная твердая фаза (песок, техническая бетонитовая глина, цемент и т.п.), что особенно важно при проведении РИР по восстановлению герметичности заколонного пространства с малой приемистостью, поскольку крупнодисперсная фаза не пройдет зазоры в системе: колонна-цемент-порода, а также в микротрещины и флюидопроводящие каналы в цементном камне.

Указанный способ может быть эффективно использован для ликвидации заколонных перетоков флюидов (жидкостей, газа и газожидкостных смесей), ограничения водопритоков в нефтегазовых скважинах из нижележащих или вышележащих водоносных пластов. Он отличается:

- возможностью образования непроницаемого тампона для жидкостей, газа и газожидкостных смесей;

- отсутствием биологических и экологических ограничений к применению;

- возможность применения серийного оборудования и традиционных технологий закачки герметизирующих составов при проведении ремонтных работ.

На фиг. 1 показана схема нефтегазовой скважины, где:

стенка скважины 1; эксплуатационная колонна 2; цементный камень 3; колонна НКТ 4; продуктивный пласт 5; интервал перфорации 6; межтрубное пространство 7 (пространство между эксплуатационной колонной и колонной НКТ).

Способ осуществляют, например, следующим образом:

1. Спускают колонну НКТ 4 в эксплуатационную колонну 2 до верхних отверстий интервала перфорации 6 и производят отсыпку песком пространства внутри эксплуатационной колонны 2 в интервале от забоя до верхних перфорационных отверстий (для защиты продуктивного пласта 5 от прокачиваемых жидкостей). При этом объем образующейся песчаной пробки внутри эксплуатационной колонны 2 контролируют по объему технической воды, вытесняемой из ее внутриколонного пространства.

2. Подключают насосный агрегат к НКТ 4 (не показано) и определяют приемистость скважины закачкой технической воды при давлении закачки, не превышающем 70% от допустимого внутреннего давления на трубы обсадной колонны.

3. После определения приемистости скважины, приготавливают в двух раздельных емкостях расчетные количества водных растворов CaCI₂ и Na₂SO₄ в соответствии с уравнением (1).

4. Устанавливают первую разделительную манжету - пробку внутри колонны НКТ 4 и подсоединяют к ней первый насосный агрегат с водным раствором CaCI₂.

5. Закачивают расчетное количество приготовленного водного раствора CaCI₂ внутрь колонны НКТ 4 при открытой задвижке межтрубного пространства 7.

6. Отсоединяют первый насосный агрегат от колонны НКТ 4 и устанавливают вторую разделительную манжету - пробку внутри колонны НКТ 4.

7. Подсоединяют второй насосный агрегат с водным раствором Na₂SO₄ к колонне НКТ 4 и закачивают в нее пачку водного раствора Na₂SO₄ в расчетном количестве согласно уравнения (1).

8. Отсоединяют второй насосный агрегат от колонны НКТ 4 и устанавливают третью разделительную манжету - пробку внутри колонны НКТ 4.

9. Наполняют второй насосный агрегат продавочной жидкостью (например, технической водой) и подсоединяют его к колонне НКТ 4.

10. Продавливают расчетное количество приготовленного водного раствора CaCI₂ в межтрубное пространство 7, исходя из известного внутреннего объема НКТ 4, а также объемов водного раствора Na₂SO₄.

11. Наполняют первый насосный агрегат продавочной жидкостью (например, технической водой) и подсоединяют его к межтрубному пространству 7.

12. Производят одновременную продавку водного раствора CaCI₂ и водного раствора Na₂SO₄ за обсадную колонну 2 в ремонтируемую зону при (одинаковой производительности насосных агрегатов) через верхние отверстия интервала перфорации 6 путем создания давления в межколонном пространстве 7 (с помощью первого насосного агрегата) и в НКТ 4 (с помощью второго насосного агрегата).

13. Закрывают задвижки на устье скважины и отсоединяем первый и второй насосные агрегаты.

14. Скважину выдерживают под давлением (не превышающем 70% от допускаемого внутреннего давления на трубы обсадной колонны) в течение времени, достаточного для протекания реакции, в результате которой в пустотах и флюидопроводящих каналах образуется гипс-алебастр по уравнению (1). (При уменьшении или сбросе давления возможно обратное движение прокачиваемых растворов CaCI₂ и Na₂SO₄ из заколонного пространства во внутриколонное).

15. Устанавливают четвертую разделительную манжету - пробку внутри колонны НКТ 4 и производят закачку раствора полиакриламида в расчетном объеме в НКТ 4 при открытой задвижке межтрубного пространства 7.

16. Устанавливают пятую разделительную манжету - пробку в колонну НКТ 4 и присоединяют первый насосный агрегат с объемом продавочной жидкости, достаточным для продавливания пачки полиакриламида в ремонтируемую зону.

17. Продавливают пачку полиакриламида в ремонтируемую зону при закрытой задвижке межколонного пространства 7, а затем закрывают задвижки межтрубного пространства и НКТ и отсоединяют насосный агрегат от НКТ 4.

18. Выдерживают скважину в покое в течение времени, достаточного для образования гелеобразной массы.

19. Производят проверку герметичности заколонного пространства, вымывают песчаную пробку и производят очистку интервала перфорации от остатков гелеобразной массы полиакриламида, продуктов реакции и остатков разделительных манжет. \

20. Осуществляют вызов притока добываемой углеводородной продукции известными способами с последующим пуском скважины в эксплуатацию.

Предлагаемый способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовых скважинах может быть легко реализуем при использовании стандартных быстросъемных соединений (БСС) и другого стандартного оборудования, традиционно применяемого при проведении ремонтно-изоляционных работ [4] известных приемов, причем в качестве разделительных манжет-пробок может быть использован легко разрушаемый тампон из волокнистого материала (например, пакли), пропитанный гипсовым «молоком».

Кроме того, для разобщения пластов - коллекторов с различным флюидосодержанием (нефте-газо-водоносных), залегающих в стволе скважины на разных глубинах, закачка ремонтного состава в зону негерметичности заколонного пространства может производиться по данному способу не только через верхние перфорационные отверстия, но и через специальные (технологические) отверстия в обсадной колонне и с использованием другого известного нефтегазового оборудования [4].

Пример конкретной реализации способа проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине глубиной 985 метров (Краснодарский край).

Конструкция скважины: направление диаметром 426 мм, спущено на глубину 6 метров; кондуктор диаметром 245 мм, спущен на 250 м; техническая колонна диаметром 245 мм, спущена на 860 м; эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, спущена до глубины 985 м. Все колонны зацементированы до устья, однако заколонное пространство скважины оказалось негерметичным и вокруг устья наблюдались грифоны [5].

Порядок проведения РИР:

1. Подготовили рабочую площадку у устья скважины в соответствии с действующими нормативными документами и едиными правилами безопасности в нефтегазовой промышленности.

2. Подготовили оборудование для проведения РИР, доставили необходимые реагенты для приготовления рабочих растворов на земной поверхности при атмосферном давлении.

3. Заглушили скважину глинистым раствором плотностью 1240 кг/м³ во избежание флюидопроявлений.

4. Перед закачкой рабочих растворов CaCI₂ и Na₂SO₄ в скважину, спустили следующую компоновку:

- пакер с опорой пятой, которая упирается в верхнюю часть фильтра, и циркуляционным клапаном;

- НКТ диаметром 89 мм, длиной 83 м;

- гидроперфоратор с двумя насадками диаметром 4 мм;

- НКТ диаметром 89 мм до устья.

5. Разгрузкой НКТ на 5÷6 т произвели распакеровку с последующей установкой на устье фонтанной арматуры, а затем опрессовали пакер давлением раствора 25,0 МПа через межтрубное пространство.

6. Промыли два технологических отверстия в эксплуатационной колонне на глубинах 881 и 887 метров с помощью гидроперфоратора и агрегата АН-700 при давлении 25 МПа.

7. Определили приемистость заколонного пространства после перфорации - она составила при давлении 14,0 МПа 0,51 м³ за 5 минут.

8. Приготовили по 1 м³ растворов CaCI₂ и Na₂SO₄ (с целью обеспечения некоторого запаса ремонтного состава), исходя из количественных соотношений, определяемых условиями протекания реакции по уравнению (1). Так, для приготовления 1 м³ водного раствора CaCI² с концентрацией 10% взяли 25,5 кг CaCI₂ и 227,2 литров технической воды, а для приготовления водного раствора Na₂SO₄ с концентрацией 13% - 43,01 кг Na₂SO₄ и 288,01 литров технической воды.

9. Определили в лабораторных условиях время протекания реакции образования CaSO₄ по уравнению (1) при температуре, равной температуре в зоне закачки (на глубинах 881 и 887 метров). Для данной скважины указанная температура составила 48,7°С, а время окончания реакции - 11 минут.

10. Подключили первый насосный агрегат к межколонному пространству, а второй - к НКТ и произвели одновременную закачку (продавку) водных растворов CaCI₂ и Na₂SO₄ за обсадную колонну в ремонтируемую зону через технологические отверстия путем создания давления в межколонном пространстве (с помощью первого насосного агрегата) и в НКТ (с помощью второго насосного агрегата).

11. Закрыли задвижки на устье скважины и отключили первый и второй насосные агрегаты.

12. Скважину выдержали в покое под давлением в течение 20 минут.

13. Приготовили 1 м³ водного раствора полиакриламида с концентрацией 1%, при следующем расходе компонентов: 4,203 кг полиакриламида и 412 литров технической воды.

14. Произвели его закачку через НКТ и оставили скважину в покое на 6 часов для образования гелеобразной массы.

15. Проверили герметичность заколонного пространства, удалили песчаную пробку и произвели очистку интервала перфорации от остатков полиакриламида, продуктов реакции и разделительной манжеты.

В результате проведенных РИР, в заколонном пространстве скважины был сформирован непроницаемый для газа экран и скважина была пущена в работу без грифонов и межколонных давлений.

Источники информации

1. Будников П.П. Гипс и его исследование, второе исправленное и дополнительное издание, издательство академии наук СССР, Ленинград 1933 г., 266 с.

2. Вихтер Я.И. Производство гипса, всесоюзное учебно-педагогическое издательство, М., Профтехиздат Москва 1962, 242 с. с илл.

3. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Дадыка В.И., Материалы и реагенты для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. - 349 с. ил.

4. А.Г. Аветисов, А.Т., Кошелев, В.И. Крылов «Ремонтно-изоляционные работы при бурении нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1981. 215 с.

5. Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д. Ремонт газовых скважин. - М.: ОАО издательство «Недра», 1998 - 271 с: ил.