СПОСОБ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНЕ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам ремонтно-изоляционных работ (РИР). Может быть использовано для ликвидации заколонных перетоков в скважине, отключения пластов и герметизации эксплуатационных колонн.

Известен способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (патент RU №2139985, МПК Е21В 33/138, опубл. 20.10.1999 г., бюл. №29), включающий закачку тампонажного раствора для изоляции водопритоков в скважине, содержащего минеральное вяжущее и модифицированную ПАВ углеводородную жидкость, в качестве вяжущего содержит гипсоглиноземистый или напрягающий цемент при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Недостатком указанного способа является то, что при контакте тампонажного раствора с водой происходят быстрый набор вязкости и быстрое схватывание, в результате чего возникает риск аварийной ситуации при проведении работ в скважинах с использованием технологических жидкостей на водной основе.

Известен способ РИР в скважине, включающий закачивание тампонажного раствора, содержащего цемент, нефть и наполнитель (патент RU №2280758, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.07.2006 г., бюл. №21). Состав дополнительно содержит анионный флокулянт Праестол и водопоглощающий полимер АК-639 при следующем соотношении компонентов, вес. ч.:

Недостатком известного способа является низкая проникающая способность тампонажного раствора, обусловленная тем, что используемый цемент по ГОСТ 1581-91 содержит частицы размером 30-60 мкм, что физически не позволяет им проникнуть в микротрещины.

Наиболее близким к данному предложению является способ ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах, включающий использование тампонажного раствора селективного действия, включающего этиловый спирт ортокремниевой кислоты - этилсиликат-40, дизельное топливо (ДТ), высоководопотребное тонкодисперсное вяжущее Микродур и сернокислый алюминий (сернокислый глинозем), при следующем соотношении компонентов, мас. %:

(патент RU №2524595, МПК C09K 8/487, опубл. 27.07.2014 г., бюл. №21).

Недостатком известного способа является малое содержание основного вяжущего Микродура, увеличение его содержания более 32,32 мас. % приводит к загустеванию тампонажного раствора.

Технической задачей предложения является повышение безопасности и эффективности РИР в скважине за счет увеличения тампонирующей способности тампонажного раствора, используемого в способе.

Техническая задача решается способом ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающим закачивание через насосно-компрессорные трубы - НКТ и продавку товарной нефтью в изолируемый интервал тампонажного раствора на основе микроцемента в дизельном топливе.

Новым является то, что в скважину спускают разбуриваемый пакер на колонне НКТ, осуществляют посадку пакера, предварительно в пространство между НКТ и стенками скважины закачивают высоковязкую гидрофобную эмульсию - ВГЭ с плотностью, большей, чем плотность жидкости в скважине, причем тампонажный раствор дополнительно содержит поверхностно-активное вещество - ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот и ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов, в качестве микроцемента используют тампонажный портландцемент, содержащий 95% частиц размером менее 15 мкм, при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:

Ниже представлены реагенты, применяемые в заявляемом способе:

- микроцемент (минеральное вяжущее) - порошок от светло-серого до серого цвета, представляет собой портландцемент тампонажный, дополнительно тонко молотый до содержания 95% частиц размером менее 15 мкм;

- дизельное топливо по ГОСТ 305-82 или ГОСТ Р 52368-2005;

- ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот - жидкость от прозрачного до коричневого цвета, представляет собой смесь на основе мононенасыщенных жирных кислот:

- температура застывания - в пределах 8-34°С;

- кислотное число - в пределах 185-200, мг КОН/г;

- массовая доля влаги - в пределах 0,5-2,0, %;

- ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов - жидкость от бесцветного до темно-коричневого цвета, представляет собой смесь на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов в водном или водно-спиртовом растворе:

- плотность - в пределах 0,85-1,10 г/см³;

- показатель концентрации водородных ионов - в пределах 7-11;

- эмульгатор для приготовления ВГЭ - однородная подвижная жидкость темно-коричневого цвета, представляет собой раствор неионогенного ПАВ в углеводородных растворителях:

- температура застывания - не выше минус 25°С;

- плотность при 20°С - не менее 800 кг/м³;

- кинематическая вязкость при 20°С - не менее 4 сСт.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем.

При РИР в большинстве обводненных скважин в качестве технологической жидкости используют воду той или иной плотности (пресную или минерализованную плотностью от 1000 до 1190 кг/м³, в некоторых случаях плотность может быть выше). При реализации способа в скважину на колонне НКТ спускают разбуриваемый пакер и осуществляют его посадку над интервалом перфорации. Приподнимают посадочное устройство пакера для обеспечения возможности циркуляции над пакером. В мернике цементировочного агрегата готовят 2-3 м³ ВГЭ с плотностью, большей, чем плотность жидкости в скважине. В таблице в качестве примера возможности использования способа при разной плотности скважинной жидкости приведен состав ВГЭ разной плотности, превышающей плотность жидкости в скважине.

Готовят тампонажный раствор в установке УНБ-125×50СО или аналогичной, для чего в бункер для сухих минеральных вяжущих установки УНБ-125×50СО загружают микроцемент, а в смесительную емкость УНБ-125×50СО набирают ДТ и создают его перемешивание. В ДТ при постоянной циркуляции добавляют ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот и ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов, перемешивают 10-15 мин. Далее в смесительную емкость установки УНБ-125×50СО с перемешиваемым ДТ и ПАВ постепенно из бункера установки УНБ-125×50СО шнеком-податчиком подают микроцемент. После подачи всего микроцемента в емкость перемешивают раствор 10-15 мин.

Закачивают в НКТ последовательно при открытой затрубной задвижке ВГЭ, буфер из пресной воды и нефть в объеме, обеспечивающем вытеснение всей ВГЭ из НКТ в пространство между НКТ и стволом скважины над пакером. Так как плотность ВГЭ выше плотности воды в скважине, она не всплывает, а располагается над пакером.

ВГЭ в межтрубном пространстве выполняет роль буфера между водой и цементным раствором. Раствор на основе микроцемента мгновенно загустевает при контакте с водой, но за счет наличия буфера из ВГЭ загустевание раствора не происходит, вследствие чего повышается безопасность работ. Использование в качестве буфера ВГЭ обусловлено тем, что внешней фазой для этого типа эмульсии является углеводородная жидкость, поэтому при контакте с тампонажным раствором гидратация цемента не происходит. Кроме того, готовят ВГЭ с различной плотностью, превышающей плотность обычно используемых технологических жидкостей на водной основе. Использование ВГЭ плотностью выше плотности жидкости в скважине позволяет размешать ВГЭ в нужном интервале ствола скважины. Наличие ВГЭ особенно важно, когда не весь запланированный объем тампонажного раствора удалось закачать в пласт, например, из-за роста давления при закачивании выше допустимого, и остатки тампонажного раствора приходится вымывать из скважины.

Состыковывают посадочное устройство с пакером. Закачивают тампонажный раствор в НКТ. Для продавливания тампонажного раствора в изолируемый интервал закачивают в колонну НКТ товарную нефть в объеме на 0,2 м³ меньше внутреннего объема колонны НКТ. Приподнимают посадочное устройство на 1-2 м выше пакера. Закачивая по межтрубному пространству воду, проводят контрольную промывку. Далее проводят полный подъем посадочного устройства пакера на колонне НКТ и оставляют скважину для отверждения тампонажного раствора в течение 48 ч.

Лабораторными исследованиями установлено, что для получения прокачиваемого тампонажного раствора на 1 т микроцемента (100 мас. ч.) оптимальным является содержание ДТ 0,6-0,85 т (60-85 мас. ч.). В ходе исследований было установлено, что в качестве углеводородной жидкости предпочтительнее использовать ДТ, нежели товарную нефть. Даже небольшое содержание воды в товарной нефти приводит к началу реакции гидратации микроцемента, вызывающей резкое загустевание раствора.

Опытным путем определили, что в состав тампонажного раствора должны входить ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот и ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов. ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот снижает вязкость тампонажного раствора, но при этом возникает следующая зависимость: при низком содержании ПАВ состав имеет высокую вязкость, а при высокой концентрации ПАВ - низкую степень образования цементного камня. Тампонажный раствор, содержащий только ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот, при добавлении воды не отверждается или отверждается очень долго (более 2 сут), поэтому в тампонажный состав был включен ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов, который способствует замещению ДТ на воду и отверждению раствора.

Для получения тампонажного раствора на основе микроцемента в ДТ в лабораторных условиях было подобрано оптимальное соотношение компонентов, обеспечивающее прокачиваемость раствора и образование цементного камня. Уменьшение количества ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот менее 0,13 мас. ч. увеличивало вязкость тампонажного раствора, а увеличение его количества свыше 0,36 мас. ч. приводило к снижению степени образования тампонажного камня. Уменьшение количества ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов менее 0,42 мас. ч. приводило к большому увеличению сроков отверждения тампонажного раствора, а увеличение его количества более 0,88 мас. ч. практически не оказывало влияние на сроки отверждения. Оптимальным является тампонажный раствор при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:

Условная вязкость тампонажного раствора, замеренная на вискозиметре ВБР-1, при заявленном соотношении компонентов находится в пределах 35-45 с, такой раствор является прокачиваемым по НКТ.

Пример практического применения.

В скважине, эксплуатирующей бобриковский горизонт, через интервал перфорации 1209,2-1213,2 м при проведении геофизических исследований выявили наличие заколонного перетока из нижележащего водоносного пласта. Провели перфорацию специальных отверстий в интервале 1221-1224 м. В скважину на колонне НКТ спустили разбуриваемый пакер СТА-ЦК и посадили на глубине 1219 м. Расстыковали посадочное устройство с пакером, заменили весь объем скважинной жидкости на пресную воду. Приготовили 3 м³ ВГЭ, для этого в мерник цементировочного агрегата набрали 1,1 м³ нефти и 0,1 м³ эмульгатора и перемешали в течение 10 мин. Добавили в этот же мерник пластовую воду плотностью 1180 кг/м³ в объеме 1,8 м³ и перемешали в течение 40 мин до образования ВГЭ с плотностью 1050 кг/м³.

Набрали в смесительную емкость УНБ-125×50СО 1,4 м³ ДТ (77,8 мас. ч.). Создали в емкости установки УНБ-125×50СО перемешивание ДТ. В ДТ при постоянном перемешивании добавили 2,8 л ПАВ-1 (0,16 мас. ч.) и 9,8 л ПАВ-2 (0,54 мас. ч.), перемешали 15 мин. В смесительную емкость установки УНБ-125×50СО с непрерывно перемешиваемым ДТ подали постепенно из бункера шнеком-податчиком 1,8 т микроцемента (100 мас. ч.). После подачи всего микроцемента в емкость перемешивали раствор еще 15 мин, таким образом было приготовлено 2,1 м³ тампонажного раствора.

Закачали в НКТ последовательно при открытой затрубной задвижке приготовленный объем 3 м³ ВГЭ; 1,0 м³ пресной воды и 3 м³ товарной нефти, при этом ВГЭ вывели в межтрубное пространство. Состыковали посадочное устройство с пакером. Закачали в НКТ последовательно 2,1 м³ тампонажного раствора и 3,5 м³ товарной нефти. Приподняли посадочное устройство на 2 м выше пакера. Закачиванием по межтрубному пространству пресной воды в объеме 5,4 м³ произвели контрольную промывку до чистой воды. Подняли посадочное устройство пакера на НКТ из скважины полностью. Оставили скважину для отвержения тампонажного раствора в течение 48 ч. Далее разбурили пакер и цементный мост под пакером. Провели повторные геофизические исследования, по результатам которых установили, что заколонный переток ликвидирован.

Приготовленный по предлагаемому способу тампонажный раствор содержит в одинаковом объеме гораздо больше микроцемента, чем наиболее близкий аналог. Поэтому он заведомо обладает более высокой тампонирующей способностью, и, следовательно, обеспечивает более высокую эффективность работ. При этом он имеет низкую вязкость, позволяющую его прокачивать в НКТ при тампонажных работах. Раствор на основе микроцемента мгновенно загустевает при контакте с водой, но за счет наличия буфера из ВГЭ загустевание раствора не происходит, вследствие чего повышается безопасность проведения работ.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет решить задачу повышения безопасности и эффективности ликвидации заколонных перетоков в скважине, отключения пластов и герметизации эксплуатационных колонн за счет увеличения тампонирующей способности тампонажного раствора, используемого в способе.