СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН
PROCEDURE FOR RECOVERY OF TIGHTNESS IN FLOW STRINGS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам восстановления герметичности эксплуатационных колонн скважин, эксплуатирующих нефтяные и газовые залежи. Обеспечивает создание высокоэффективного способа восстановления герметичности эксплуатационных колонн и ликвидации межколонных перетоков.
Известен способ восстановления герметичности обсадных колонн цементированием под давлением, заключающийся в закачке тампонирующей смеси в колонну обсадных труб, заполненную промывочной жидкостью, и последующей задавке этой смеси в зону негерметичности (Восстановление герметичности обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах. - М: ВНИИОЭНГ. - сер. «Бурение», 1972. С.49-55).
К недостатку этого способа можно отнести слабую адгезию тампонажного состава к стенкам изолируемого канала, обусловленную наличием на стенках канала промывочной жидкости.
6
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ восстановления негерметичности заколонного пространства путем закачки в зону изоляции минерального вяжущего - жидкого стекла, в качестве жидкости отверждения - водного раствора хлористого кальция, с последующим созданием ей оторочки Продуктом 119-204 и докреплением цементным раствором (патент РФ №2116432, МПК Е21В 33/13. Заявл. 28.08.97. Опубл. 27.07.98. А.А.Комаров, А.В.Бодрягин и др.).
Данный способ обладает недостаточной надежностью изоляции, так как закачка жидкого стекла, а в качестве жидкости отверждения - хлористого кальция, создает гель, который не обеспечивает создание экрана для изоляции пластовой воды. Продукт 119-204 при взаимодействии с водой не создает 100% водоизоляции пласта и не может обеспечить герметичность обсадной колонны.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка способа, направленного на повышение эффективности и снижение сроков проведения водоизоляционных работ при ограничении водопритока, восстановление герметичности обсадных колонн, восстановление герметичности заколонного пространства, а также для изоляционных работ при бурении скважин в условиях интенсивного водопроявления.
Техническим результатом является повышение надежности изоляции при ликвидации негерметичности обсадной колонны в интервале скважины, расположенном выше продуктивной зоны.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе восстановления герметичности эксплуатационной колонны, включающем закачку в зону изоляции минерального вяжущего - жидкого стекла, и жидкости отверждения с последующим докреплением цементным раствором, в отличие от известного сначала в скважину закачивают нефть для вытеснения воды, затем закачивают раствор жидкого стекла и кремнефтористого натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Жидкое стекло Na<sub>2</sub>SiO<sub>3</sub>
88-86
Кремнефтористый натрий Na<sub>2</sub>SiF<sub>6</sub>
12-14
Данный способ основан на создании зоны кольматации в водопроявляющих пластах, прилегающих к интервалу негерметичности эксплуатационной колонны. Кольматация достигается закачкой раствора жидкого стекла с кремнефтористым натрием за счет его проникновения в поры и трещины пласта, где происходит его отверждение за счет химической реакции между жидким стеклом и кремнефтористым натрием. Окончательное блокирование зоны негерметичности обеспечивается закачкой цементного раствора.
2
3
3
Основным компонентом раствора является жидкое стекло NaSiO ГОСТ 13078-81. Товарное жидкое стекло - вязкая жидкость плотностью 1280-1400 кг/м, концентрацией 48%, модуль стекла - 2,44.
2
6
Кремнефтористый натрий (гексафторосиликат натрия - NaSiF), ТУ 113-08-585-86, служит для образования высокопрочного нерастворимого в воде кремнегеля.
Способ осуществляется следующим образом.
3
3
По геофизическим данным выявляют место негерметичности, глушат скважину, из скважины извлекают подземное оборудование, производят промывку забоя, устанавливают песчаный мост выше интервала перфорации и цементный мост высотой 5-10 м. В скважину в заданный интервал спускают пакер 2ПД-ЯГ на 10-15 м выше интервала негерметичности. До начала закачки реагентов уточняют приемистость интервала негерметичности. После этого в скважину через НКТ сначала закачивают расчетное количество нефти для вытеснения воды из зоны изоляции из расчета 2 м нефти на 1 м эффективной толщины, затем с помощью другого агрегата закачивают расчетное количество раствора жидкого стекла и кремнефтористого натрия из расчета 1 м раствора на 1 м эффективной толщины пласта для перового коллектора с пористостью от 20% до 25%. Закачку ведут в течение 4-6 часов при постоянном контроле за давлением нагнетания и приемистостью.
3
3
По окончании закачки раствора жидкого стекла и кремнефтористого натрия производят докрепление интервала изоляции цементным раствором в объеме от 2 м до 5 м и оставляют для затвердения состава и цементного камня на 24-36 часов, производят опрессовку колонны, разбуривание цементного моста и вымыв песка из эксплуатационной колонны.
Для экспериментов по проверке качества изоляции (таблица) данным способом отбирались образцы кварцевого песка, которые предварительно высушивались в сушильном шкафу до постоянного веса и спрессовывались в цилиндрические формы при давлении 12 МПа. Образец насыщался пластовой водой минерализацией 18 г/л под вакуумом и помещался в кернодержатель установки, моделирующей пластовые условия апт-сеноманских отложений, где присутствуют основные водоносные комплексы.
Через образец фильтровалась пластовая вода и определялась фазовая проницаемость по пластовой воде. После определения проницаемости пластовая вода вытеснялась керосином, который замещался раствором жидкого стекла с кремнефтористым натрием до полного затухания фильтрации. Опыт останавливался для выдержки образца на реагирование от 24 до 36 часов при сохранении пластовых условий. После затвердения состава с обратной стороны образца прикладывалось давление от 5 МПа до 8 МПа, что соответствует депрессиям на продуктивные пласты при разработке апт-сеноманских газовых залежей севера Западной Сибири. При увеличении мас.% кремнефтористого натрия от 12% и выше происходила полная закупорка порового пространства коллектора закаченным раствором и фильтрация пластовой воды полностью прекращалась.
Таблица
Результаты экспериментов по закачке раствора в образцы
Номер образца
Состав раствора, мас.%
Проницаемость по пластовой воде, К·10<sup>-3</sup> мкм<sup>2</sup>
Коэффициент закупорки пор, доли ед.
первоначальная
после закачки раствора
Жидкое стекло
91,0
1
Кремнефтористый натрий
9,0
194,5
9,3
0,95
Жидкое стекло
89,0
2
Кремнефтористый натрий
11,0
288,5
8,5
0,97
Жидкое стекло
88,0
3
Кремнефтористый натрий
12,0
212,4
0
полная закупорка
Жидкое стекло
86,0
4
Кремнефтористый натрий
14,0
266,2
0
полная закупорка