Ремонтно-изоляционные работы в нефтяных и газовых скважинах с использованием Установки Гибкая Труба (УГТ)-колтюбинг с применением безводного тампонажного раствора на углеводородной основе

РЕМОНТ СКВАЖИН

М.А. Силин, Л.А. Магадова, В.Л. Заворотный, Н.Н. Ефимов, М.Н. Ефимов, Л.А. Феткулаев

РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

РЕМ0НТН0-ИЗ0ЛЯЦИ0ННЫЕ РАБОТЫ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ УСТАНОВКИ ГИБКАЯ ТРУБА (УГТ)-КОЛТЮБИНГ С ПРИМЕНЕНИЕМ БЕЗВОДНОГО ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ

Опыт применения тампонажных растворов на углеводородной основе (нефтецемент, дизельцемент, керосиноцемент) для ликвидации поглощения раствора при бурении скважин и для селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах насчитывает более 60 лет (1). Первое успешное практическое применение нефтецементных растворов при ликвидации поглощений было достигнуто нефтяниками Грозного в 50-х годах прошлого столетия, дальнейшее развитие этих работ, но для изоляции водопритоков получило у нефтяников Татарии и Башкирии (2,3,4) и Западной Сибири (5).

В таблице 1 приведены составы НЦР, разработанные отечественными НИИ для этих целей. Широкого распространения тампонажные растворы на углеводородной основе в дальнейшем не получили, причинами стали: сложность в технологии приготовления и проведения РИР. Успешность работ по изоляции водопритоков была низкой из-за несовершенства техники и технологии, используемых для приготовления и диспергирования суспензий, малые объемы закачиваемого тампо-нажного раствора на углеводородной основе. Отсутствие промышленного производства эффективных ПАВ, не позволяло регулировать в необходимых пределах их реологические, фильтра-

ционные свойства. Суспензии цементов в углеводородной жидкости получались высоковязкими с низкой плотностью и седиментационной устойчивостью. Зарубежные составы не нашли широкого применения из-за их высокой стоимости, см. таблицы 2 и 3. С появлением современной техники, новых отечественных композиционных ПАВ, составов и технологий проведения РИР интерес к тампонажным растворам на углеводородной основе заметно вырос, что во многом определяется технологичностью их применения и ценовой доступностью. Исходя из опыта и анализа применения нефтецементов, изучения отечественной современной базы производства ПАВ, лабораторных

исследований, проведенных Российским государственным университетом нефти и газа имени И.М.Губкина, разработана рецептура безводного тампонажного раствора на углеводородной основе (БТРУО) и технология для его применения (9). БТРУО представляет собой суспензию цемента в углеводородной среде, с комплексом ПАВ, который регулирует вязкость, фильтрационные потери, седимен-тационную устойчивость, скорость и степень замещения углеводородной жидкости на воду, соответственно и скорость образования цементного камня. В качестве углеводородной среды используется дизельное топливо или керосин, возможно так же применение

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

№ 2 \\ февраль \ 2010

таблица 1. отечественные нефтецементные растворы для ликвидации поглощений

нефтецементные растворы

ГрозНИИ АзНИИ внии татНИИ

Цемент тампонажный, т:

Новороссийского завода 1 - - - - - - - - - - - -

Карадагского завода - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 - - -

Вольского завода - - - - - - - - - - 1 1 1

Углеводородная жидкость, т:

нефть активная - - - - - - - - 0,25 0,25 - - -

нефть неактивная - - - 0.3 0.4 - - - - - -

нефть ромашкинская - - - - - - - - - - - - 0.4

диз. топливо 0.4 0.3 0.4 0.3 - - - - - - 0.52 0.52

керосин - - - - - - - - 0.3 0.5 - - -

ПАВ, кг:

креозол 10 5 10 - - - - - - - - - -

асидол - - - 4 3 - 8 - 1 - 8 - -

нчк - - 20 - - 40 - 15 - 2 - - 2

контакт Петрова - - - - - - - - - - - 10 -

Параметры НЦР

Растекаемость , см 20 20 17 24 23 18 27 27 22 21 27 27 27

Плотность, г/см3 2,0 2,0 1,9 2,0 2,0 1,8 2,0 1,8 2,1 2,0 1,6 1,6 1,9

Примечание. Согласно классификации В.Г.Малышева, нефти по содержанию органических кислот (%) подразделяются на неактивные (0,01-0,06), малоактивные (0,25-0,1), активные(0,39-1,0), высокоактивные (1,0,-2,5).

маловязких нефтей после лабораторной корректировки рецептуры. Пластическая вязкость раствора не превышает 50 мПа*с при плотности суспензии до 1900 кг/м3 и 90 мПа*с при плотности 2050 кг/м3. Раствор обеспечивает получение прочного, непроницаемого для воды цементного гидрофобного камня (прочность на сжатие не менее 10 МПа, проницаемость не выше 0,00001 мкм2 при перепаде давления 10 МПа) за 24 ч в температурном интервале 20-2000С. Прочность цементного камня при затвердевании раствора превосходит

прочность цементного камня, полученного из обычного тампонажного раствора на водной основе или нефтеце-ментного раствора, за счет увеличения дисперсности и уменьшения углеводород : цементного соотношения. Для этой цели разработан и выпускается ЗАО «ХИМЕКО-ГАНГ» комплекс ПАВ, который включает: гидрофобизаторы - «Гидрофобизатор АБР» (ТУ-2483-081-17197708-03), «Нефтенол АБСК» (ТУ 2458- 026- 54651030-2008), стабилизатор - «Нефтенол ВКС-Н» (ТУ-2483-025-54651030-2008) и регулятор фильтрации

«Нежеголь» (ТУ- 2381- 050-1719770899). При приготовлении БТРУО можно использовать широко применяемые при строительстве и ремонте скважин марки тампонажного цемента: G, ПТЦ-50, ПТЦ-100, микроцемент, микрокремнезем или их смеси.

Разработанный безводный БТРУО может применяться для ремонтно - изоляционных работ в нефтяных скважинах: при ликвидации заколонных перетоков, изоляции подошвенных вод, изоляции межпластовых вод, докрепления изолирующих составов и восстановления

фирма составы для ликвидации поглощений

Halliburton Химические реагенты, кг/м3

Bentonite-DiseL-OiL Бентонит Цемент Полимер Диз.топ. р, г/см3

1 Марка BDO 535,0 нет нет 635,0 1,19

Bentonite-Disel-Oil-Cement

2 Марка BDOC 333,5 395,0 нет 615,5 1,3

Bengum-Sealant

3 Марка Bengum 525,0-630,0 нет 55,0-70,0 600,0-560,0 1,18 - 1,26

Фирма

Clearwater

Disel-Cement-Sistem

4 Марка DCS-100 нет 25 нет 800 0,84

таблица 2. Зарубежные нефтецементные растворы для ликвидации поглощений

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ ремонт скважин \\ 69

РЕМОНТ СКВАЖИН

таблица 3. Зарубежные нефтецементные растворы для водоизоляции

фирма составы для водоизоляции

НаШЪийюп Химические реагенты, кг/м3

Disel-Oil-Cement Цемент КПАВ АПАВ Диз.топ. р, г/см3

1 Марка DOC-3 1475,0 5,2 нет 430,0 1,91

Disel-Oil-Cement

2 Марка D0C-10 1170,0 нет 4,1 510,0 1,68

Фирма

Dowell Schluberger Цемент КПАВ ПАВ Диз.топ. р, г/см3

Slurry-Oil-Sgueeze М-54 F-33

Марка SOS 1 1476 5,2 5,2 430 1,91

3 Марка SOS 2 1165 4,1 4,1 508 1,68

Фирма Цемент КПАВ ПАВ Диз.топ. р, г/см3

Clearwater

Вп'пе*ВЬк 901 * В*В 909 В*В 908

4 Марка В*В 901 микроцем. не известен

Портландцемент марок А,С или Е по АНИ

крепи за обсадной колонной, изоляция водоносных горизонтов при бурении скважин растворами на водной и углеводородной основах, а также ликвидации поглощений в процессе бурения скважин.

В июле-августе 2008 года были проведены промысловые испытания БТРУО при ремонтно-изоляционных работах на площадях ОАО «Оренбургнефть». Работы проводились с целью изоляции подтянутого конуса обводненности (скважина № 340 Сорочинско-Никольского месторождения), заколонных перетоков и конуса обводненности (скважина № 566 Сорочинско-Никольского месторождения) и ликвидации негерметичности обсадной колонны,негерметичности забоя скважины и конуса обводненности (скважина № 57 Долговского месторождения). Объем закачиваемого БТРУО составлял 6 - 8 м3 на скважину, плотность раствора была в диапазоне 1950-1980 кг/м3, фильтрация 5-7 см3/30 мин., пластическая вязкость 50-60 мПа*с, время ОЗЦ составляло-24-36 часов. Результаты (10) показали, что по всем скважинам получен прирост добычи нефти. Для скважины № 566 Сорочинско-Никольского месторожде-

таблица 4. результаты рир с использова декабрь 2008 года

ния закачанного объема 6,0 м3 БТРУО оказалось недостаточно. Геофизические исследования по притоку воды показали, что были изолированы только заколонные перетоки, а конус обводненности не был ликвидирован.Этому способствовало резкое несоответствие профилей притока и приемистости пластов и тампонажный раствор проникал, прежде всего, в поглощающие, но не всегда обводненные участки коллектора.

В ноябре-декабре 2008 года ЗАО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН» были успешно (100%) проведены РИР по устранению заколонных перетоков на различных месторождениях Западной Сибири на 6 скважинах, объемы БТРУО составили 2,5 - 4,0 м3 (10).

В декабре 2008 г. были проведены работы по изоляции водопритоков с использованием водоизолирующего состава (ВИС-1) и докреплением его дизельцементным раствором (БТРУО), с применением установки колтюбинг. В настоящее время при помощи гибких труб с промежуточными значениями диаметров в этом диапазоне (19 -114,3 мм) можно эффективно осуществлять весь набор операций ремонта скважин

ем вИс-1 и Бтруо в республике казахстан

и бурения с минимальными затратами времени.

Нами разработана и апробирована технология проведения РИР с использованием установки гибкая труба (кол-тюбинг).

Перед началом работ по РИР скважину глушили инвертно-эмульсионной жидкостью глушения (ЖГ-ИЭР). После чего с использованием установки подземного ремонта скважин, производили подъём подземного оборудования, и спуск НКТ. Затем демонтировали установку подземного ремонта и проводили монтаж установки гибкая труба с дальнейшей промывкой забоя. После окончания промывки проводили геофизические работы (ГИС), определяли вид ремонтно-изоляционных работ и количество БТРУО для проведения РИР. Далее производили спуск гибкой трубы с резиновым пакером до места изоляции водопритока, с дальнейшим распакеро-ванием резинового пакера. После чего производили закачку буферной пачки обезвоженной нефти в объёме 2-3 м3, и закачивали необходимый объем БТРУО (2,5 - 4,0 м3). После окончания закачки БТРУО, время ОЗЦ (ожидание застывания цемента) составляло 48 часов. За-

№ сквАжИНы дебит по жид кости, м3/сут % обво ДНЕНИя ДЕБИт НЕфтИ, т/сут.

до РИР после РИР до РИР после РИР до РИР после РИР

Скв. 3022 Жетыбайское месторождение 10 25 98 50 0,4 11,5

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕШТЕГАЗ \\

№ 2 \\ февраль \ 2010

тем производили срыв пакера и вызов притока продукции скважины бустер-ной установкой, или азотным компрессором СД-100/9. После вызова притока осуществляли глушение скважины ЖГ-ИЭР, производили демонтаж установки гибкая труба (колтюбинг) и проводили ГИС, по определению качества РИР. В последующем монтажом установки подземного ремонта спускали подземное оборудование, и скважина запускалась в эксплуатацию.

использование установок с гибкой трубой имеет ряд преимуществ по сравнению с обычной колонной НАСоСНо-КоМПРЕССоРНЫХ труб:

1. Обеспечение герметичности устья скважины на всех этапах выполнения внутрискважинных операций, начиная с подготовки комплекса ремонтного оборудования, и вплоть до его свертывания;

2. Возможность осуществления работ в нефтяных и газовых скважинах без их предварительного глушения; отсутствие необходимости освоения и вызова притока скважин, в которых выполнялись работы с использованием колонны гибких труб;

3. Безопасность проведения спуско-подъемных операций, так как в данном

случае не нужно осуществлять свинчивание - развинчивание резьбовых соединений и перемещать насосно-компрессорные трубы (НКТ) на мостки;

4. Значительное улучшение условий труда при выполнении всего комплекса операций.

В таблице 4 представлены полученные результаты, которые показали успешность разработанной технологии:

ВЫВОДЫ:

1. Разработан состав безводного тампонажного раствора на углеводородной основе, используемый для селективной изоляции водопритоков в добывающих скважинах с карбонатными коллекторами и изоляции водопроявляющих горизонтов при бурении скважин растворами на углеводородной основе, а также в качестве докрепляющего агента при использовании селективных изолирующих составов в скважинах с тер-ригенными коллекторами.

2. БТРУО обладает высокой седимен-тационной устойчивостью во времени, что позволяет приготовить его заблаговременно, а неиспользованный состав применить на следующей скважине.

3. БТРУО обладает низкой пластической вязкостью и динамическим напряжением сдвига, что способствует снижению

потерь давления при закачивании раствора в скважину.

4. За счет использования комплекса ПАВ и дополнительного диспергирования суспензии цемента достигается резкое увеличение дисперсности частиц цемента (практически до монодисперсного состава размером 4-6 мкм), что позволяет закачать цементный раствор на большую глубину в водонасыщен-ную часть, тем самым повысить качество изоляционных работ.

5. Использование комплекса ПАВ позволяет резко снизить фильтрационные потери при закачивании тампонажного раствора, что дает возможность закачать больший объем в изолируемый горизонт, при сохранении его прока-чиваемости.

6. Использование комплекса ПАВ позволяет регулировать время начала и конца схватывания тампонажного раствора, что сокращает время на проведение РИР.

7. Прочность цементного камня полученного из БТРУО превосходит прочность цементного камня, полученного из обычного тампонажного раствора на водной основе, а также полученного из нефтецементного раствора за счет увеличенной дисперсности и уменьшенного углеводород/цементного соотношения.

Литература:

1. Рагимов М. С., Исаев М. Р. Опыт изоляции пластовых вод нефтецементным раствором.—«Нефтяное хозяйство», 1958, № 6, с. 65—68.

2. Севостьянов С.И. Новая технология изоляции вод нефте-цементными растворами в эксплуатационных скважинах. «Нефтепромысловое дело», 1960,

№3, с.33-34.

3. Ясов В.Г. Способ обработки концентрированных нефте-цементных растворов. АС СССР, 1963, Б.И.,№13.

4. Умрихина Е.Н., Блажевич В.А. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах.- М.:-«Недра», 1966,164 с.:ил.

5. Сафин В.Г., Иманаев Н.Г., Копылов Л.М. Изоляция притока пластовых вод цементными растворами на углеводородной основе. —«Нефтяное хозяйство», 1974, № 6, с. 63—65.

6. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справ. пособие: В 6 т.-М.:ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. -Т.2.-413 с.: ил.

7. Химическое проектирование для нефтяных месторождений. Отличие компании Клиарвотер. Краткое описание продуктов. 2005 г.

8. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006.-295с.:ил.

9. Силин М.А., Магадова Л.А., Заворотный В.Л., Бернштейн А.М., Ефимов М.Н. и др. Тампонажный раствор «НЦР ХИМЕКО-ВМН» - Патент РФ № 2357999 от 05.03.2007 г.

10. Силин М.А., Магадова Л.А., Ефимов М.Н., Заворотный В.Л., Ефимов Н.Н., Феткулаев Л.А., Бернштейн А.М., Воропаев Д.Н., Алиев Р.А. Ремонтно-изоляционные работы в нефтяных скважинах с использованием тампонажных растворов на углеводородной основе. «Эфиры целлюлозы и крахмала. Опыт и особенности применения на предприятиях нефтегазового комплекса»: материалы XIII Международной Н-П конференции, 2-5 июня 2009 г.- Владимир: Изд-во ВлГУ г. Владимир, 2009 г.. - 218 с., с. 164-171.

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ ремонт скважин \\ 71