Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине
METHOD FOR CARRYING OUT REPAIR AND INSULATION WORK IN THE WELL

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонтно-изоляционным работам в нефтяных и газовых скважинах, проводимым для ликвидации заколонных перетоков флюидов, межколонных давлений, ограничения водопритоков, изоляции водоносных горизонтов и повышения эффективности работы скважин.
Известен Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий закачку в скважину изоляционного материала на основе смол, продавку его и выдержку (патент РФ №2272905, Е21В 43/32, опубл. 27.03.06 г.).
Недостатком вышеуказанного Способа является то, что показывает недостаточную прочность отвержденного материала (27.5 МПа максимум), что делает его не применимым для газовых скважин с высокими давлениями (более 25 МПа), также температурный диапазон ограничен в пределах 20-90°С, что не дает возможность применять указанную технологию как в зонах ММП, так и в скважинах с высокими температурами (свыше 90°С).
Наиболее близким к предлагаемому является Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине, включающий приготовление и закачивание в скважину первой композиции в заданном объеме, приготовление и закачивание в скважину второй композиции в заданном объеме, выдержку скважины в покое в течение заданного количества времени (патент РФ №2723416, Е21В 33/138; Е21В 43/22, Е21В 43/32, C09K 8/504, C09K 8/508, опубл. 06.06.19 г., прототип).
Недостатком вышеуказанного Способа является то, что он предполагает исключительно закачку через перфорации обсадной колонны, что подходит для ликвидации водопритока в уже существующих перфорациях, но для ликвидации межколонных давлений в эксплуатационных колоннах потребует перфорации обсадной колонны, что влечет за собой огромные риски, связанные с нарушением целостности обсадной колонны, также данный способ требует большого количества техники: буровая установка для спуска НКТ, НКТ, насосные агрегаты, прочее вспомогательное оборудование на буровой, в то время как проблема межколонных давлений актуальна по большей части на законченных скважинах, где буровая отсутствует, что приведет с долгосрочной и дорогостоящей мобилизации, кроме этого такой состав оказался не способен показать долгосрочное сопротивление перепадам давления в скважине, связанного с добычей, и промежуточными работами по капитальному ремонту скважин.
2
Технический результат заключается в повышении эффективности герметизации скважины за счет увеличения продолжительности эффекта от ремонтно-изоляционных работ посредством блокирования, ликвидации путей перетоков гидроизоляционным экраном, стойким к перепадам давления, коррозии, воздействию агрессивных сред (сульфаты, СО)
Поставленный технический результат достигается тем, что Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине включает приготовление и закачивание в скважину первой композиции в заданном объеме, приготовление и закачивание в скважину второй композиции в заданном объеме, выдержку скважины в покое в течение заданного количества времени, в качестве первой композиции используют адгезионный состав, который закачивают в межтрубное пространство скважины и который состоит из ацетона и присадки при следующем содержании компонентов, мас. %:
ацетон - 85% - 90%
присадка - остальное,
в качестве второй композиции используют изолирующий состав, состоящий из жидкой синтетической смолы и жидкого отвердителя, взятого в количестве 20-65% от жидкой синтетической смолы, и который закачивают в межтрубное пространство скважины, после закачки второй композиции осуществляют выдержку скважины в покое, присадка представляет собой поверхностно - активное вещество, жидкий отвердитель представляет собой смесь диэтилтолуолдиамина, полиэтиленполиамина и бензиламина, взятых в расчетных количествах, жидкая синтетическая смола представляет собой смолу эпоксидную или смолу синтетическую, дополнительно в изолирующий состав вводят жидкий ускоритель, совместимый с жидким отвердителем и взятый в количестве от 0,1 до 4% от количества жидкой синтетической смолы, и/или наполнитель порошковый совместимый с жидким отвердителем, взятый в количестве от 0,1 до 20% от количества жидкой синтетической смолы, и/или модификатор эластичности, совместимый с жидким отвердителем и взятый в количестве от 0,1 до 5% от количества жидкой синтетической смолы, и/или порошковую расширяющую добавку, совместимую с жидким отвердителем и взятую в количестве от 0,1 до 2% от количества жидкой синтетической смолы, а заданный объем изолирующего состава определяют исходя из внутреннего объема наземной трубной обвязки, объема кольцевого пространства в скважине, из высоты подъема цементного камня в кольцевом пространстве и из приемистости цементного камня в кольцевом пространстве.
Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине осуществляют следующим образом:
Производят запись кривой падения давления путем стравливания межколонного давления из скважины и фиксации скорости его падения.
После чего оставляют скважину в покое до набора изначальной величины давления для записи кривой восстановления давления. Регистрацию кривой восстановления давления проводят измерительным или контрольно - измерительным прибором, например, манометром на фонтанной арматуре.
3
Определяют приемистость скважины посредством закачивания пресной воды в заданном количестве, например, не менее 0,05 м, или незамерзающей жидкости на базе этиленгликоля в случае, когда температура окружающей среды менее +5°С. Осуществляют фиксацию полученных результатов давления, например, в виде записи графика давления и объема закачанной жидкости.
Полученные данные давления в процессе определения приемистости скважины позволяют сделать вывод о необходимости применения изолирующего состава и при каком содержании компонентов в мас. % для проведения ремонтно-изоляционных работ для блокирования, ликвидации путей водопритока - заколонных перетоков путем создания гидроизоляционного экрана в зоне негерметичности, который ее ликвидирует и который стойкий к перепадам внутрискважиным давлениям.
После принятия решения о применении изолирующего состава и о содержании компонентов, осуществляют промывку скважины от включений посредством адгезионного состава, состоящего из ацетона и присадки, взятых в расчетных количествах, в мас. %:
ацетон технический (ГОСТ 2768-84) -85% - 90%;
присадка - остальное.
Присадка представляет собой поверхностно активное вещество, например, карбоновая кислота, позволяющее эффективно удалять загрязнения на поверхности обсадной колонны в виде, например, остатков бурового раствора, смазочных и герметизирующих агентов, препятствующих последующей адгезии изолирующего состава. Для адгезионного состава берут ацетон и присадку в расчетных количествах и смешивают эти компоненты в емкости известными средствами в течение заданного количества времени, обеспечивающего равномерное распределение компонентов во всем объеме адгезионного состава.
Затем закачивают расчетное количество (заданный объем) приготовленного адгезионного состава вовнутрь скважины в межтрубное пространство, при этом заданный объем адгезионного состава определяют исходя из условий:
высота подъема цементного раствора в кольцевом пространстве, приемистость.
Адгезионный состав обеспечивает удаление материалов, загрязняющих скважину, в том числе и смазывающих материалов (литол, арматол и пр.) в кольцевом пространстве скважины за счет эффективного проникновения в трещины, увеличенной скорости реакции.
Осуществляют приготовление изолирующего состава, включающего в себя жидкую синтетическую смолу и жидкий отвердитель, взятый 20-65% от количества жидкой синтетической смолы. Для чего берут жидкую синтетическую смолу и жидкий отвердитель в расчетных количествах и смешивают компоненты в емкости известными средствами в течение заданного количества времени, обеспечивающего равномерное распределение компонентов во всем объеме изолирующего состава.
Жидкая синтетическая смола представляет собой, например, смолу эпоксидную;
смолу синтетическую IDT - Lock 1 по ТУ 20.59.59-003-19983784-2017, содержащую эпихлоргидриновую смолу (65-85%) и
диглицидиловый эфир 1,4 -бутадиола (15-35%);
смолу синтетическую СС 1, содержащую эпихлоргидриновую смолу (65-85%), диглицидиловый эфир 1,4 - бутадиола (5-15%) и бутил -глицидиловый эфир (10-20%).
Жидкий отвердитель, совместимый с жидкой синтетической смолой, представляет собой, например,
смесь в виде смеси диэтилтолуолдиамин (75-85%), полиэтиленполиами (10-15%) и бензиламин (5-10%), взятых в расчетных количествах.
Приготавливают изолирующий состав посредством смешивания компонентов в емкости при положительной температуре, например, на улице.
Дополнительно в изолирующий состав вводят:
- жидкий ускоритель, совместимый с жидким отвердителем, например, «Ускоритель IDT - Aclt 1» по ТУ 20.59.59-006-19983784-2017, содержащий 2,4,6 - тридиметиламинометилфенол; 2,4,6 (трис (диметиламинометил) фенол), и взятый в количестве от 0,1 до 4% от количества жидкой синтетической смолы;
- наполнитель порошковый, совместимый с жидким отвердителем, например, в виде кварцевой муки разных фракций, и взятый в количестве от 0,1 до 20% от количества жидкой синтетической смолы;
- модификатор эластичности, совместимый с жидким отвердителем, например, в виде циклогександиметанола диглицидилового эфира, диглицидилового эфира 1,4 - бутандиола, триглицедилового эфира глицерина и фенил глицидилового эфира, и взятый в количестве от 0,1 до 5% от количества жидкой синтетической смолы;
- порошковую расширяющую добавку, совместимую с жидким отвердителем, например, в виде мелкодисперсных набухающих полимеров, которые при реакции с синтетической смолой увеличивают молекулярный объем, обеспечивая расширение всей композиции в целом, и взятую в количестве от 0,1 до 2% от массы жидкой синтетической смолы Закачивают расчетное количество (заданный объем) приготовленного изолирующего состава вовнутрь скважины в межтрубное пространство.
Продавливают расчетное количество - заданный объем приготовленного изолирующего состава в межтрубное пространство посредством воздуха под заданным давлением или технической жидкостью до достижения максимального допустимого давления,
при этом заданный объем определяют исходя из известного внутреннего объема наземной трубной обвязки, а также объема кольцевого пространства в скважине.
Ограничением по объему продавки может быть, например, достижение максимального допустимого давления: давления опрессовки межпакерных уплотнений, а также давление смятия или разрыва обсадных колонн.
После чего закрывают задвижки на устье скважины.
2
2
Скважину выдерживают под конечным рабочим давлением (не превышающем 70% от допускаемого внутреннего давления на трубы обсадной колонны) в течение заданного количества времени, достаточного для протекания реакции, в результате которой формируется гидроизоляционный экран, стойкий к перепадам давления, температуры, а также к воздействию агрессивных скважинных флюидов (HS, СО, сульфаты)
Производят проверку герметичности, например, колонны, путем повторного замера кривых падения и восстановления давления и последующей опрессовки кольцевого пространства нагнетанием давления 30 ат или иное, по требованию Заказчика, с допустимым падением 5ат за 30 минут.
Предлагаемый Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине может быть реализуем с использованием стандартных соединений и другого стандартного оборудования, традиционно применяемого при проведении ремонтно-изоляционных работ известными способами.
Предлагаемый Способ повышает эффективность герметизации скважины за счет увеличения продолжительности эффекта от ремонтно-изоляционных работ по герметизации колонн посредством гидроизоляционного экрана, стойкого к перепадам давления, коррозии, воздействию агрессивных сред, например, сульфатов, СО2, обеспечивающего блокировку, ликвидацию путей перетоков в скважине.
Пример.
Скважина Салмановского (Утреннего) НГКМ месторождения с аномально высоким пластовым давлением.
Негерметичность колонны была выявлена через 2 недели после проведения операции по цементированию. Негерметичность колонны привела к заколонному перетоку газа и образования межколонного давления в скважине.
Манометром проверили наличие избыточного давление в межколонном пространстве, которое составило Р=9,7 Мпа.
Определили приемистость и произвести приготовление адгезионного и изолирующего составов.
Компоненты адгезионного состава взвесили и взяли в расчетных количествах:
ацетон технический (ГОСТ 2768-84) - 90% (9 литров) присадка в виде карбоновой кислоты - остальное,
3
После чего компоненты влили в бочку емкостью 60 л, в которой перемешали компоненты посредством мешалки в течение 2-5 минут до равномерного распределения компонентов во всем объеме адгезионного состава. Полученным адгезионным составом, взятым в объеме 0,01 м, произвели промывку скважины от включений при давлении промывки 1 атм.
3
После чего осуществили очистку скважины от адгезионного состава посредством закачки изолирующего состава в объеме 0,01 м, предварительно приготовленного путем перемешивания в бочке емкостью 60 л компонентов, взятых в расчетных количествах:
жидкую синтетическую смолу в виде смолы синтетической IDT Lock 1 по ТУ 20.59.59-003-19983784-2017:
эпихлоргидриновую смолу 65%, диглицидиловый эфир 1,4 -бутадиола 15% и бутил -глицидиловый эфир 20%, взятую в количестве 35, 6 кг,
жидкий отвердитель, взятый 55% от количества жидкой синтетической смолы, в смеси диэтилтолуолдиамин 75%, полиэтиленполиами 15% и бензиламин 10%, взятый в количестве 314,24 кг,
ускоритель, взятый в количестве 1,42 кг, в виде трис (диметиламинометил) фенол.
Перемешивали компоненты посредством мешалки в течение 2-5 минут до равномерного распределения компонентов во всем объеме изолирующего состава.
3
Затем вовнутрь скважины в межтрубное пространство закачали изолирующий состав в объеме 0,05 м.
Далее изолирующий состав из линии устьевой обвязки продавили при помощи технической воды до достижения максимально допустимого давления равного 120 атм. Объем продавки составил 73 л.
Заданный объем технической пресной воды определили исходя из внутреннего объема линии устьевой обвязки, равного 32 л, кольцевого пространства между обсадной колонной, равного 177, 8 мм и 244,5 мм и протяженностью 2,78 м.
Закрыли задвижки на устье скважины.
2
2
Скважину выдержали под давлением равным 118 атм., не превышающем 70% от допускаемого внутреннего давления на трубы обсадной колонны, в течение времени равным 24 часов, обеспечивающего формирования гидроизоляционного экрана, стойкого к перепадам давления, температуры, а также к воздействию агрессивных скважинных флюидов таких, как HS, С0, сульфаты.
Произвели проверку герметичности колонны посредством опрессовки на 35ат. Падение составило 0 ат результат - герметично.
Осуществили запись кривой восстановления - отсутствует.
В процессе проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) приток газа из заколонных перетоков заблокирован изолирующим экраном, стойким к перепадам давления.
После РИР и освоения скважины получили дебит газа 3 т/сут при обводненности 8% при отсутствии перетоков газа.
Предлагаемое техническое решение позволяет осуществлять ремонтно-изоляционные работы в нефтяных и газовых скважинах, проводимые для ликвидации заколонных перетоков.
Преимуществом предлагаемого Способа является повышение эффективности герметизации в скважине за счет увеличения продолжительности эффекта по герметизации и блокировке путей перетока, ликвидации заколонных перетоков гидроизоляционным экраном, стойким, в том числе и к перепадам давления.