СПОСОБ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТАМПОНАЖНОЙ КОМПОЗИЦИИ В СКВАЖИНЕ
METHOD FOR PREPARATION OF PLUGGING COMPOSITION IN WELL

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам приготовления тампонажной композиции в скважине с целью проведения ремонтно-изоляционных работ.
Известен способ цементажа зон ухода промывочной жидкости в скважине [авторское свидетельство №103344, МПК Е21В 33/138, опубл. 01.01.1956 г.], включающий спуск в скважину двух колонн труб с перфорированными наконечниками и одновременную закачку по основной колонне цементного раствора, а по второй - добавок, которые смешиваются в скважине с цементным раствором, выходящим из основной колонны труб. Недостатком известного способа является то, что он является очень сложным в исполнении. Для реализации способа необходимо точное дозирование компонентов тампонажной композиции со строго определенным расходом. При существующем уровне техники, применяемом в большинстве случаев при проведении тампонажных работ, велика вероятность выбора неправильного режима закачивания цемента или добавок, в результате будет нарушено соотношение компонентов в тампонажной композиции.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ изоляции зон водопритока в скважине, включающий спуск в эксплуатационную колонну перфорированного патрубка на насосно-компрессорных трубах (НКТ), последовательное закачивание в НКТ расчетного объема структурообразующего реагента, подушки буферной жидкости и расчетного объема структурообразователя до момента выхода всего объема структурообразующего реагента и расчетного объема буферной жидкости в межтрубное пространство, и последующее смешивание структурообразующего реагента и структурообразователя при подъеме перфорированного патрубка на НКТ [патент РФ №2239048, МПК Е21В 33/13, опубл. 27.10.2004, Бюл. №30]. Недостатком известного способа является то, что при закачивании в НКТ расчетных объемов структурообразующего реагента и структурообразователя трудно фиксировать момент, когда весь структурообразующий реагент вышел в заколонное пространство, а структурообразователь при этом остался в НКТ. Данный момент фиксируется только объемным методом и при этом трудно учесть объем жидкости, оставшейся в нагнетательной линии и в насосе. В случае приготовления небольшого объема тампонажной композиции неточное фиксирование момента, когда весь структурообразующий реагент вышел в заколонное пространство, а структурообразователь при этом остался в НКТ, может привести к размещению структурообразователя выше или ниже структурообразующего реагента в эксплуатационной колонне и отверждению композиции не во всем объеме. Кроме того, НКТ могут располагаться в эксплуатационной колонне эксцентрично, что приведет к неравномерному распределению структурообразователя при подъеме НКТ в структурообразующем реагенте в горизонтальном сечении эксплуатационной колонны. Еще одним недостатком является то, что при подъеме НКТ структурообразователь будет выходить только через нижнее сквозное отверстие по пути наименьшего сопротивления, при этом теряется смысл перфорирования тела патрубка.
Технической задачей предложения является улучшение качества тампонажной композиции за счет повышения точности контроля объема смешиваемых компонентов тампонажной композиции и более равномерного распределения структурообразователя в структурообразующем реагенте.
Задача решается способом приготовления тампонажной композиции в скважине, включающим спуск в эксплуатационную колонну перфорированного патрубка на насосно-компрессорных трубах, последовательное закачивание в насосно-компрессорные трубы структурообразующего реагента, подушки буферной жидкости и структурообразователя и последующее смешивание структурообразующего реагента со структурообразователем при подъеме перфорированного патрубка на насосно-компрессорных трубах.
Новым является то, что снаружи перфорированного патрубка устанавливают центратор, внутри перфорированного патрубка в верхней части устанавливают проходное кольцо, а в нижней части посадочное кольцо, причем внутренний диаметр посадочного кольца меньше внутреннего диаметра проходного кольца. Также новым является то, что после выхода в межтрубное пространство закачанных по насосно-компрессорным трубам структурообразующего реагента и части объема буферной жидкости в насосно-компрессорные трубы устанавливают разделительную пробку, а момент выхода структурообразующего реагента и части объема буферной жидкости в межтрубное пространство определяют по повышению давления закачивания на 2-3 МПа от первоначального, возникающего при посадке разделительной пробки на проходное кольцо. Также новым является то, что посадочное кольцо перфорированного патрубка до подъема насосно-компрессорных труб перекрывается разделительной пробкой, чем обеспечивается более равномерное распределение структурообразователя в структурообразующем реагенте за счет инжектирования структурообразователя в структурообразующий реагент через отверстия на теле патрубка.
Сущность предлагаемого изобретения заключается в улучшении качества тампонажной композиции, приготавливаемой в скважине, за счет повышения точности контроля объема смешиваемых компонентов тампонажной композиции и более равномерного распределения структурообразователя в структурообразующем реагенте.
На фиг.1 и 2 продемонстрирована последовательность реализации способа. При реализации способа в эксплуатационную колонну 1 (фиг.1) на насосно-компрессорных трубах 2 спускают перфорированный патрубок 3 с установкой его на уровне нижних отверстий интервала перфорации 4 (фиг.2), через который тампонажная композиция будет закачана в пласт 5 (фиг.1 и 2). Устье скважины оборудуют герметизирующим устройством, позволяющим производить спуск и подъем НКТ (на фиг.1 и 2 не показано). Снаружи перфорированного патрубка устанавливают центратор 6 (фиг.1), а внутри перфорированного патрубка устанавливают проходное 7 (фиг.2) и посадочное кольца 8 (фиг.1). Внутренний диаметр посадочного кольца меньше внутреннего диаметра проходного кольца. Внутренние диаметры посадочного кольца и проходного кольца определяют в зависимости от внутреннего диаметра насосно-компрессорных труб с учетом возможности прокачивания через них жидкостей, используемых при реализации способа. Далее в насосно-компрессорные трубы последовательно закачивают структурообразующий реагент 9 (фиг.2), первую часть буферной жидкости 10, устанавливают разделительную пробку 11, закачивают вторую часть буферной жидкости 10, структурообразователь 12 и продавочную жидкость 13. Подачу разделительной пробки в насосно-компрессорные трубы после закачивания первой части буферной жидкости обеспечивают устройством 14 (фиг.1). Наружный диаметр разделительной пробки подбирается с учетом возможности ее прохождения при приложении давления через проходное кольцо и невозможности прохождения через посадочное кольцо. Объем продавочной жидкости определяется с учетом продавливания всего объема структурообразующего реагента и первой части буферной жидкости в межтрубное пространство. Объем структурообразующего реагента, буферной жидкости и структурообразователя определяют с тем условием, что после закачивания продавочной жидкости верхний уровень структурообразующего реагента в межтрубном пространстве и верхний уровень структурообразователя в насосно-компрессорных трубах находились в одной горизонтальной плоскости, а верхний уровень буферной жидкости в межтрубном пространстве и верхний уровень буферной жидкости в насосно-компрессорных трубах находились в другой горизонтальной плоскости. При закачивании продавочной жидкости разделительная пробка 11 перекрывает проходное кольцо 7, о чем свидетельствует рост давления закачивания на 2-3 МПа от первоначального. Факт повышения давления свидетельствует, что весь объем структурообразующего реагента и первая часть буферной жидкости вышли в межтрубное пространство. Фиксирование момента изменения давления позволяет контролировать объемы компонентов водоизоляционной композиции, находящиеся в насосно-компрессорных трубах и в межтрубном пространстве. После этого продолжают закачивать продавочную жидкость, и разделительная пробка проходит через проходное кольцо 7, перемещается в нижнюю часть перфорированного патрубка и перекрывает посадочное кольцо 8. Закачивание продавочной жидкости прекращают. Далее поднимают перфорированный патрубок на насосно-компрессорных трубах вверх, при этом структурообразователь выходит через отверстия на теле патрубка в эксплуатационную колонну, где равномерно смешивается со структурообразующим реагентом. В результате в стволе скважины образуется гомогенная тампонажная композиция. При этом центратор на перфорированном патрубке обеспечивает центрирование последнего относительно эксплуатационной колонны и способствует равномерному распределению структурообразователя при подъеме насосно-компрессорных труб в структурообразующем реагенте в горизонтальном сечении эксплуатационной колонны. Подъем перфорированного патрубка продолжают до выхода из насосно-компрессорных труб всего объема структурообразователя и установки патрубка на 150-300 м выше уровня тампонажной композиции в эксплуатационной колонне. Далее тампонажную композицию продавливают в пласт закачкой по насосно-компрессорным трубам или межтрубному пространству технологической жидкости.
Таким образом достигается улучшение качества тампонажной композиции за счет повышения точности контроля объема смешиваемых компонентов тампонажной композиции и более равномерного распределения структурообразователя в структурообразующем реагенте.
Пример практического применения
3
3
3
3
3
3
Нефтедобывающая скважина с текущим забоем 1600 м обсажена эксплуатационной колонной с условным диаметром 146 мм, которая перфорирована в интервале 1520-1525 м. Необходимо приготовить тампонажную композицию и закачать ее в пласт, вскрытый перфорацией. В эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах с условным диаметром 73 мм спускают перфорированный патрубок с установкой его на глубине 1525 м. При этом устье скважины оборудуют герметизирующим устройством ПВ4-С (разработка СевКавНИПИгаз), позволяющим производить спуск и подъем насосно-компрессорных труб. Снаружи перфорированного патрубка устанавливают центратор, состоящий из каркаса с четырьмя дугообразными упругими опорными планками. Конструкция подобного центратора общеизвестна [Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие для вузов. / Басарыгин Ю.М., Булатов А.И. и др. - М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - С.486-487]. Внутри перфорированного патрубка в верхней части устанавливают проходное, а в нижней части посадочное кольца, внутренний диаметр посадочного кольца 30 мм, внутренний диаметр проходного кольца 58 мм. В насосно-компрессорные трубы последовательно закачивают 3,0 мкремнийорганического продукта 119-296Т; 0,3 м пресной воды; разделительную пробку (резиновая литая пробка с наружным диаметром 61 мм); 0,1 м пресной воды; 1,0 мводного раствора соляной кислоты с концентрацией 4% и пресную воду в качестве продавочной жидкости. При закачивании продавочной жидкости разделительная пробка садится на проходное кольцо, при этом происходит рост давления закачивания на 3,0 МПа от первоначального. Факт повышения давления свидетельствует, что 3,0 мкремнийорганического продукта 119-296Т и 0,3 м пресной воды вышли в межтрубное пространство. После этого продолжают закачивать продавочную жидкость. Разделительная пробка проходит через проходное кольцо и перемещается в нижнюю часть перфорированного патрубка, перекрывая посадочное кольцо. Закачивание продавочной жидкости прекращают. После этого поднимают на 525 м перфорированный патрубок на насосно-компрессорных трубах до глубины 1000 м примерно на 200 м выше уровня тампонажной композиции. В процессе подъема кремнийорганический продукт 119-296Т и раствор соляной кислоты смешиваются и образуется тампонажная комопозиция, которая после подъема насосно-компрессорных труб продавливается в пласт закачкой по насосно-компрессорным трубам или межтрубному пространству технологической продавочной жидкости.