СПОСОБ ГЕРМЕТИЗАЦИИ УЧАСТКА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при устранении негерметичности стенок эксплуатационной колонны скважин посредствам установки на данных участках перекрывателей.

Известен способ изоляции зон осложнений в скважине профильным перекрывателем, включающий профилирование составляющих его труб, выполнение внутренних резьб на муфтовых концах и наружных - на ниппельных, или калибровку профильных концов со снятием фасок под сварку, герметичное свинчивание секций профильных труб между собой или сварку, спуск перекрывателя в необходимый предварительно расширенный интервал скважины, радиальное расширение профильных труб созданием в них гидравлического давления, развальцовывание до плотного герметичного прижатия их к стенкам скважины. Профилирование составляющих его труб производят из цилиндрических труб, внутренний диаметр которых на 5-8% больше внутреннего диаметра ствола скважины, интервал его установки расширяют до диаметра, при котором происходит полное расширение профильных труб с одновременным их прижатием к стенкам скважины, перед спуском в скважину верхний конец перекрывателя оснащают развальцевателем с фрезером для разрушения башмака и раздвижным развальцевателем, а нижний - легкоразбуриваемым башмаком, причем раздвижной развальцеватель имеет диаметр в рабочем положении, позволяющий развальцовывать внутренний диаметр перекрывателя в наиболее узких местах до диаметра, превосходящего диаметр ствола скважины как минимум на 1,5% (патент РФ 2418151, кл. Е21В29/10, опубл. 10.05.2011).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ установки перекрывателя из профильных и цилиндрических труб в скважине, включающий выполнение внутренних конических резьб на муфтовых концах труб и наружных - на ниппельных, соединение труб между собой с нанесением герметика на резьбы, спуск перекрывателя в необходимый предварительно расширенный интервал скважины, радиальное расширение профильных труб созданием в них гидравлического давления, калибровку профильных и развальцовывание цилиндрических труб до прижатия их стенок к стенкам скважины. Перед выполнением резьб ниппельные и муфтовые концы труб формуют с образованием конусности, соответствующей конусности резьбы, а после нарезания резьб на наружных поверхностях муфтовых и внутренних поверхностях ниппельных резьбовых концов труб выполняют проточки с образованием кольцевых выступов на концах поверхностей, обратных резьбовым, причем перед соединением труб резьбы покрывают минералополимерным составом, обладающим свойствами "холодной сварки" (патент РФ № 2265115, кл. Е21В29/10, Е21В33/10, опубл. 27.11.2005 - прототип).

Общим недостатком известных способов является недостаточная эффективность герметизации применительно к обсадным колоннам, незначительное снижение обводненности в добывающих скважинах и, как следствие, невысокие дебиты нефти.

В изобретении решается задача повышения эффективности герметизации обсадных или эксплуатационных колонн, снижения обводненности добываемой продукции и увеличения дебитов нефти добывающих скважин.

Задача решается тем, что в способе герметизации участка эксплуатационной колонны, включающем определение места нарушения герметичности эксплуатационной колонны, спуск в скважину на колонне труб перекрывателя и его крепление в месте нарушения, применение минералополимерного состава со свойствами холодной сварки, развальцовывание перекрывателя, согласно изобретению спускают в скважину перекрыватель, представляющий из себя трубу или группу последовательно соединенных труб какого-либо сечения с внешним диаметром меньшим, чем внутренний диаметр эксплуатационной колонны, общей длиной, превышающей по длине выше и ниже негерметичный участок не менее чем на 20%, в начале и в конце трубы перекрывателя предварительно вытачивают пазы глубиной не менее 2 мм и шириной не менее 20 см, в которые помещают слой материала со свойствами холодной сварки, выступающий из пазов на 2-10 мм, причем данный материал крепят слоем клея ко дну паза, перед спуском перекрывателя, место его установки на внутренней поверхности труб эксплуатационной колонны очищают скважинным скребком, длину зоны очистки выбирают исходя из длины перекрывателя с запасом в 5-10% выше и ниже места установки перекрывателя, после спуска перекрывателя с нанесенным материалом развальцовывают данные участки в области пазов, тем самым активируя холодную сварку и обеспечивая крепление перекрывателя к эксплуатационной колонне.

Сущность изобретения

Темпы отбора нефти из коллекторов зависят от дебитов нефти скважин. Однако негерметичность эксплуатационных колонн, особенно в старых скважинах, где металл труб изношен коррозионным воздействием агрессивной среды (например, высокой соленостью пластовой воды), может приводить к заколонным перетокам, поступлению воды из водоносных горизонтов и соответственно очень высоким значениям обводненности добывающих скважин. Высокая доля воды в потоке в стволе скважины в итоге снижает дебит нефти скважины. Существующие технические решения не достаточно эффективно позволяют герметизировать участки нарушений эксплуатационных колонн. В изобретении решается задача повышения эффективности герметизации эксплуатационных колонн с нарушениями, снижения обводненности добываемой продукции и увеличения дебитов нефти добывающих скважин. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено в разрезе схематическое изображение эксплуатационной колонны с участком нарушения герметичности и перекрывателя для изоляции. Обозначения: 1 - эксплуатационная колонна, 2 - водоносный пласт, 3 - место нарушения герметичности эксплуатационной колонны 1, 4 - цементное кольцо, 5 - перекрыватель, 6 - минералополимерный состав со свойствами холодной сварки, L - длина нарушения 3, А - подвергаемая очистке длина вдоль внутренней поверхности эксплуатационной колонны 1, S - длина перекрывателя, Z - глубина паза, Х - ширина паза, H - расстояние, на которое выступает из пазов материал 6 для холодной сварки.

Способ реализуют следующим образом.

Добывающая скважина, эксплуатирующая нефтяной пласт обводнена. Исследованиями выявляют, что причина обводнения - негерметичность эксплуатационной (обсадной) колонны 1 в зоне водоносного пласта 2 (фиг. 1). Определяют место 3 нарушения герметичности и ее длину L. Цементное кольцо 4 может быть нарушено, что приводит к проникновению воды из водоносного пласта 2 в эксплуатационную колонну 1 через нарушение 3.

Перекрыватель 5 для герметизации зоны нарушения 3 выбирают из условия меньшего диаметра, чем диаметр эксплуатационной колонны 1. Перекрыватель 5 представляет из себя трубу или группу последовательно соединенных труб какой-либо формы в сечении. Последовательно соединяют трубы в случае, если длина нарушения 3 эксплуатационной колонны 1 превышает стандартную длину труб. Общая длина S перекрывателя 5 должна превышать длину L негерметичного участка 3 не менее чем на 20%.

В начале и в конце трубы перекрывателя 5 предварительно вытачивают пазы глубиной Z не менее 2 мм и шириной X не менее 20 см. Если перекрыватель 5 состоит из несколько последовательно соединенных труб, то пазы выполняют в начале первой трубы и в конце последней. В пазы помещают слой минералополимерного состава 6 со свойствами холодной сварки, выступающий из них на расстояние H=2-10 мм. Данный состав 6 со свойствами холодной сварки крепят слоем клея ко дну паза. Клей позволяет не допустить выпадения материала 6 из пазов во время спуска перекрывателя 5 в скважину.

Для применения технологии холодной сварки необходимо очистить как минимум поверхность мест сварки от парафинов, ржавчины и пр. Поэтому первоначально спускают в скважину скребок для обсадных или эксплуатационных колонн. Выше и ниже негерметичного участка 3 эксплуатационной колонны 1 очищают скребком внутреннюю поверхность труб 1 от отложений. Длину А зоны очистки труб 1 выбирают исходя из длины S перекрывателя 5 с запасом в 5-10% по длине, т.е. A=(1,05…1,10)·S. Запас длины зоны очистки компенсирует возможную неточность при установке перекрываетеля 5.

Согласно исследованиям указанные размеры перекрывателя 5, пазов с материалом 6 для холодной сварки, поверхности очистки труб, а также объемов самого минералополимерного состава (т.е. размеры S, Z, X, A), позволяют для существующих размеров и масс труб, применяемых в скважинах, проводить достаточно надежное и герметичное крепление перекрывателя к эксплуатационной колонне. Меньшие размеры объемов состава для холодной сварки в ряде случаев не обеспечивает требуемого крепления. Расстояние H определено как наиболее оптимальное с точки зрения прохождения перекрывателя в эксплуатационную колонну и последующего развальцовывания. При превышении Н значения 10 мм вероятность повреждения нанесенного состава для холодной сварки при спуске перекрывателя 5 возрастает.

После спуска перекрывателя 5 с нанесенным материалом 6, его развальцовывают, что активирует холодную сварку в области пазов, обеспечивая герметичное крепление перекрывателя 5 к эксплуатационной колонне 1.

Результатом внедрения данного способа является повышение эффективности герметизации обсадных или эксплуатационных колонн с нарушениями, снижение обводненности добываемой продукции и увеличение дебитов нефти добывающих скважин.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Вертикальная добывающая скважина, эксплуатирующая нефтяной пласт на глубине 1600 м с текущим пластовым давлением 13 МПа имеет дебит нефти 0,2 т/сут и обводненность 97,5% при забойном давлении 10 МПа. Исследованиями замера плотности добываемой воды установлено, что причина обводнения - негерметичность эксплуатационной колонны 1 в зоне водоносного пласта 2 (фиг. 1), расположенного на глубине 1300 м. Диаметр эксплуатационной колонны составляет 146 мм, толщина стенки - 7 мм.

Определяют место 3 нарушения герметичности, ее длина составляет L=10 м. Цементное кольцо 4 нарушено, что приводит к проникновению воды из водоносного пласта 2 в эксплуатационную колонну 1 через нарушение 3.

Для установки профильного перекрывателя в обсадной колонне диаметром 146 мм и толщиной стенки 7 мм подбирают многолучевой профильный перекрыватель с шестью лучами и условным диаметром трубы 109 мм (т.е. диаметром до развальцевания). Толщина стенки профильной трубы 5 мм. После развальцовывания наружный диаметр трубы составляет 133 м при внутреннем диаметре обсадной колонны 132 мм. Таким образом, 1 мм разницы обеспечивает плотное прижатие перекрывателя к стенкам колонны после расширения. Перекрыватель 5 выбирают длиной S=12 м.

В начале и в конце трубы перекрывателя предварительно вытачивают пазы глубиной Z=2 мм и шириной X=20 см. В пазы помещают слой минералополимерного состава 6 со свойствами холодной сварки, например, «Трибопласт-9» (в соответствии с ТУ №2257-004-25669359-98), выступающий из них на расстояние H=5 мм. Данный состав 6 со свойствами холодной сварки крепят слоем клея (например, на основе эпоксидных смол) ко дну паза.

Перед спуском перекрывателя 5 с составом 6 первоначально спускают в скважину скребок для обсадных колонн, например, гидромеханический типа «СГМ-1М». Очищают скребком внутреннюю поверхность труб 1 от отложений в месте установки перекрывателя 5. Длина зоны очистки труб 1 составляет A=1,10·S=1,10·12=13,2 м.

После спуска перекрывателя 5 с нанесенным материалом 6, его развальцовывают и соответственно активируют холодную сварку.

Пример 2. Выполняют как пример 1. В эксплуатационной колонне обнаружено два нарушения: длиной 23 м и, расположенный на другой глубине, - 4 м. Слой минералополимерного состава 6 со свойствами холодной сварки для 4 м нарушения наносят с выступом из пазов на расстояние H=2 мм, для 23 м нарушения - на 10 мм. Перекрыватели спускают последовательно. Для 23 м нарушения соединяют несколько перекрывателей 5.

В результате ремонтных работ, после пуска скважины в работу при аналогичном забойном давлении 10 МПа, дебит нефти составил 5,1 т/сут и обводненность 43,6%. По прототипу при прочих равных условиях дебит нефти составил 2,8 т/сут и обводненность 68,9%. Прирост дебита нефти по предлагаемому способу - 2,8 т/сут, снижение обводненности - на 25,3%.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность герметизации эксплуатационных колонн, в которых имеются нарушения, снизить обводненность добываемой продукции и увеличить дебиты нефти добывающих скважин за счет применения перекрывателей с холодной сваркой и оптимизации технологии ремонтных работ.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности герметизации обсадных или эксплуатационных колонн с нарушениями, снижения обводненности добываемой продукции и увеличения дебитов нефти добывающих скважин.