СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ И ЛИКВИДАЦИИ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ
PROCEDURE FOR RECOVERY OF TIGHTNESS IN FLOW STRING AND ELIMINATION OF BEHIND-CASING FLOWS

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах при восстановлении герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков.
Известен способ изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий закачку в нагнетательную или добывающую скважину отверждаемой в пластовых условиях полимерной композиции, состоящей из ацетоноформальдегидной смолы, щелочных отвердителей, воды и при необходимости технического талька (патент RU №2272905, МПК E21B 43/32, опубл. 27.03.2006 г, бюл. №9).
Недостатком способа является высокий тепловой экзотермический эффект отверждения ацетоноформальдегидной смолы в присутствии щелочных отвердителей. При приготовлении больших объемов полимерной композиции в емкости на скважине, особенно в теплое время года, время отверждения полимерной композиции за счет саморазогрева резко сокращается, что создает повышенный риск аварийности проводимых работ.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ ремонта скважины, включающий определение приемистости нарушения, приготовление полимерцементного раствора, содержащего цемент и жидкость затворения, состоящую из ацетоноформальдегидной смолы, едкого натра и воды, закачивание его по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) до выравнивания столбов жидкости в колонне НКТ и затрубном пространстве, подъем колонны НКТ на безопасную высоту и продавливание в интервал негерметичности или заколонных перетоков при закрытой затрубной задвижке с последующей выдержкой до отверждения при следующем содержании компонентов в полимерцементном растворе, % мас.: цемент - 100, ацетоноформальдегидная смола - 10-20, едкий натр - 1-2 и вода - 30-40 при жидкоцементном соотношении, равном 0,5, закачивание его в интервал негерметичности или заколонных перетоков (Серенко И.А., Сидоров Н.А., Кошелев А.Т. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988, С.72-73).
Недостатком способа является то, что при низких и средних значениях приемистости успешность ремонтно-изоляционных работ не превышает 40%. Кроме того, возникают технологические трудности при продавке в скважину полимерцементных растворов при жидкоцементном соотношении, равном 0,5, поскольку при таком жидкоцементном соотношении полимерцементный раствор на основе ацетоноформальдегидной смолы уже в процессе его приготовления становится вязким, малоподвижным. Это приводит к росту устьевого давления уже в начальный период продавки полимерцементного раствора и незначительному проникновению полимерцементного раствора в интервал негерметичности с малой и средней приемистостью, что отрицательно сказывается на успешности ремонтно-изоляционных работ (РИР).
Технической задачей предложения является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ при восстановлении герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков при низких и средних значениях приемистости нарушений за счет использования полимерцементного раствора с улучшенным фильтратоотделением, высокой подвижностью, низкой вязкостью.
Техническая задача решается предлагаемым способом восстановления герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков, включающим определение приемистости нарушения, приготовление полимерцементного раствора, содержащего цемент и жидкость затворения, состоящую из ацетоноформальдегидной смолы, едкого натра и воды, закачивание его по колонне насосно-компрессорных труб до выравнивания столбов жидкости в колонне насосно-компрессорных труб и затрубном пространстве, подъем колонны насосно-компрессорных труб на безопасную высоту и продавливание в интервал негерметичности эксплуатационной колонны или нарушения цементного кольца при закрытой затрубной задвижке с последующей выдержкой до отверждения.
Новым является то, что при низких или средних значениях приемистости готовят полимерцементный раствор при следующем соотношении компонентов, % масс.:
цемент - 100;
ацетоноформальдегидная смола - 50-60;
пресная вода - 22,6-27,12;
едкий натр - 0,9-1,08
с жидкоцементным соотношением 0,73-0,87 и фильтратоотделением не менее 40% об. от жидкости затворения, закачивают его по колонне насосно-компрессорных труб, а продавливание полимерцементного раствора осуществляют циклически путем постепенного увеличения давления до предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну и уменьшения его до стабильного значения, при этом циклическую продавку осуществляют до достижения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну и его стабилизации при этом значении, снижают давление на 2 МПа ниже допустимого давления на эксплуатационную колонну и закрывают скважину на ожидание отверждения полимерцементного раствора.
Ацетоноформальдегидная смола представляет собой однородную жидкость от светлого до коричневого цвета по ТУ 2228-006-480-90685-2002, марка АЦФ-75.
В качестве цемента используют портландцемент тампонажный марки ПЦТ II-50 по ГОСТ 1581-96.
Едкий натр по ГОСТ 2263-79 является отвердителем ацетоноформальдегидной смолы.
Сущность предложения заключается в том, что в процессе продавливания полимерцементного раствора в зону нарушения эксплуатационной колонны или цементного кольца происходит отфильтровывание части смолы с отвердителем из полимерцементного раствора (фильтрат) в зону нарушения или проникновение ее в малопроницаемые участки, трещины и каналы дефектного участка цементного кольца с последующим ее отверждением и формированием при этом твердого герметизирующего смоляного материала, а цементная составляющая формирует надежный, прочный мост в эксплуатационной колонне или герметичное полимерцементное кольцо в заколонном пространстве.
3
3
Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков осуществляют следующим образом. Определяют интервал нарушения и его приемистость. При низких (0,5÷1,2 м/ч·МПа) или средних значениях (1,2÷2 м/ч·МПа) удельной приемистости осуществляют предлагаемый способ в следующей последовательности.
На скважине готовят полимерцементный раствор с жидкоцементным соотношением 0,73-0,87 и фильтратоотделением не менее 40%. Для этого сначала готовят жидкость затворения цемента. Набирают в мерную емкость цементировочного агрегата ЦА-320 М пресную воду и вводят едкий натр, перемешивают 20-30 мин цементировочным агрегатом «на себя». Далее в приготовленный раствор едкого натра вводят ацетоноформальдегидную смолу и перемешивают цементировочным агрегатом 10 мин. Затем цемент перемешивают с приготовленной жидкостью затворения. Необходимое количество закачиваемого полимерцементного раствора зависит от удельной приемистости нарушений. Содержание компонентов в полимерцементном растворе с жидкоцементным соотношением 0,73-0,87 и фильтратоотделением не менее 40% следующее, % мас.:
цемент - 100;
ацетоноформальдегидная смола - 50-60;
пресная вода - 22,6-27,12;
едкий натр - 0,9-1,08 (таблица 1).
Полученный полимерцементный раствор закачивают по предварительно спущенным в скважину насосно-компрессорным трубам (НКТ) до выравнивания столбов жидкости в НКТ и затрубном пространстве. Далее производят подъем НКТ на безопасную высоту, после чего продавливают полимерцементный раствор в интервал негерметичности эксплуатационной колонны или нарушения цементного кольца.
Таблица 1
Содержание компонентов в полимерцементном растворе, % мас. от массы сухого цемента
Жидко-цементноесоотношение, ж/ц
Фильтратоотделение, % от объема жидкости затворения
Растекаемость, см
Время загустевания до консистенции 30 Вс, мин
цемент
ацетоноформальдегидная смола
пресная вода
едкий натр
100
50
22,6
0,9
0,73
40
100
52
23,5
0,94
0,76
42
100
55
24,9
0,99
0,80
44
25
не менее 90
100
58
26,2
1,04
0,84
46
100
60
27,12
1,08
0,87
48
При этом продавливание производят циклически в следующей последовательности: постепенно повышают давление продавливания до достижения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну, при этом из полимерцементного раствора начинает отфильтровываться жидкость затворения в интервал негерметичности эксплуатационной колонны или нарушения цементного кольца. Затем осуществляют выдержку при этом давлении и дожидаются уменьшения давления до его стабилизации и так повторяют циклическую продавку до достижения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну и его стабилизации при этом значении.
Затем снижают давление на 2 МПа ниже допустимого и скважину закрывают на время, необходимое для отверждения полимерцементного раствора. Количество циклов продавливания зависит от насыщения интервала негерметичности эксплуатационной колонны или нарушения цементного кольца. При циклическом режиме продавки полимерцементного раствора удается обработать весь необходимый интервал и провести качественную герметизацию интервала нарушения при низких и средних значениях приемистости. После проникновения фильтрат со временем отверждается и надежно герметизирует водопроводящие каналы, а цементная составляющая образует прочный мост. Таким образом, достигается качественная герметизация нарушения эксплуатационной колонны или ликвидация заколонного перетока. Необходимо отметить, что наличие цемента в полимерцементном растворе в предложенном соотношении позволяет достичь контролируемый характер технологического процесса приготовления и закачивания полимерцементного раствора, поскольку существенного экзотермического эффекта при этом не наблюдается, что делает процесс приготовления и доставки его в зону нарушения безопасным и технологичным. В качестве продавочной жидкости используют жидкость, соответствующую жидкости глушения скважины.
2
Количество фильтратоотделения приготовленного полимерцементного раствора определяют на цилиндрической модели пласта длиной 7 см и внутренним диаметром 2,7 см, заполненной кварцевым песком с проницаемостью 1 мкм при градиентах давления 5÷8 мПа/м, что соответствует градиентам давления герметизируемой зоны в пластовых условиях. Готовят полимерцементные растворы с разным фильтратоотделением (меньше 40%, равным 40%, больше 40% и 50% от объема жидкости затворения).
2
2
Для оценки необходимого количества выделившегося фильтрата и оценки получения надежного герметизирующего эффекта при ликвидации заколонного перетока готовят две модели. Первая модель - с проницаемостью 1 мкм (имитирует некачественное цементное кольцо), а вторая - с проницаемостью 0,2-0,5 мкм (имитирует трещины и каналы в цементном кольце). Для определения фильтратоотделения в первую модель закачивают полимерцементный раствор с различным фильтратоотделением (менее 40%, 40%, более 40% и 50%). Далее соединяют первую модель (вновь приготовленную и не насыщенную полимерцементным раствором) через стальной капилляр со второй моделью и прокачивают испытуемый полимерцементный раствор. Отсоединяют вторую модель от первой и оставляют на время отверждения (24 часа). Затем испытывают вторую модель путем закачивания пресной воды. При этом фиксируют давление, при котором начинается фильтрация (давление прорыва). Таким образом, проводят испытания полимерцементных растворов с фильтроотделением меньше 40%, равным 40%, больше 40% и 50%. Испытания показывают, что при использовании полимерцементного раствора с фильтратоотделением менее 40% от объема жидкости затворения прорыв воды происходит при давлении 2 МПа, а с фильтратоотделением 40% от объема жидкости затворения - при давлении 7 МПа, что свидетельствует о надежном герметизирующем эффекте. При фильтратоотделении более 40% от объема жидкости затворения давление прорыва также составило 7 МПа, что свидетельствует о надежном герметизирующем эффекте. Дальнейшее увеличение показателя фильтратоотделения до 50% и более приводит к росту затрат на используемые реагенты и свидетельствует о нецелесообразности его использования. Аналогичные перепады давления выдерживает и первая модель.
2
Для моделирования восстановления герметичности эксплуатационной колонны готовят модель с проницаемостью 0,2 мкм. Ее насыщают отделившимся от полимерцементного раствора фильтром через емкость, заполненную полимерцементным раствором. Причем для испытания готовят полимерцементный раствор с фильтратоотделением 40% и прокачивают его при циклическом изменении значения давления. Давление прорыва, равное 10 МПа, было достигнуто за 4 цикла, которые провели за 1 час 30 мин, что составило 50% от времени отверждения полимерцементного раствора. Значение консистенции полимерцементного раствора при этом составило 30 Вс (единицы консистенции Вердена), замеренное на консистометре марки ZM 1002 при атмосферном давлении, что свидетельствует о прокачиваемости полимерцементного раствора по колонне НКТ.
Полимерцементные растворы, воспроизведенные по прототипу, показали фильтратоотделение 22% об. от жидкости затворения, растекаемость растворов составила 18 см. Время загустевания до консистенции 30 Вс - 30 минут, что свидетельствует о непрокачиваемости полимерцементных растворов. Прорыв воды происходит при 2 МПа, что говорит о ненадежном герметизирующем эффекте.
Таким образом, лабораторные испытания показали, что оптимальным является использование в предлагаемом способе полимерцементного раствора с жидкоцементным соотношением 0,73-0,87 и фильтратоотделением не менее 40% об. от жидкости затворения.
Фильтратоотделение полимерцементных растворов составило 40-48% от жидкости затворения, растекаемость полимерцементных растворов - 25 см.
Применение полимерцементного раствора с жидкоцементным соотношением более 0,87 приводит к увеличению фильтратоотделения до 50% от объема жидкости затворения, что ведет к росту затрат на используемые реагенты. Применение полимерцементного раствора с жидкоцементным соотношением менее 0,73 ведет к уменьшению фильтратоотделения менее 40% от объема жидкости затворения, что приводит к прорыву воды при низких давлениях, что свидетельствует о ненадежном герметизирующем эффекте.
Пример 1 конкретного выполнения способа.
3
3
Работы проводили в нефтедобывающей скважине с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм. На глубине 1415-1420 м выявили интервал негерметичности эксплуатационной колонны. Определили приемистость интервала негерметичности. Удельная приемистость составила 0,6 м/ч·МПа (90 м/сут при 6 МПа). Приготовили полимерцементный раствор из 1,5 т цемента (100% мас.) с жидкоцементным соотношением 0,73 и фильтратоотделением 40% об. от жидкости затворения. Сначала приготовили жидкость затворения цемента. Для этого набрали в мерную емкость цементировочного агрегата ЦА-320 М 339 л (22,6% от массы цемента) пресной воды и ввели 13,5 кг (0,9% от массы цемента) едкого натра, перемешали 20-30 мин цементировочным агрегатом «на себя». Далее в приготовленный раствор едкого натра ввели 625 л (750 кг, 50% мас.) ацетоноформальдегидной смолы и перемешали цементировочным агрегатом 10 мин. Затем перемешали цемент с приготовленной жидкостью затворения. После чего закачали в скважину приготовленный полимерцементный раствор по предварительно спущенной колонне НКТ до глубины 1425 м до равновесия столбов жидкости в колонне НКТ и затрубном пространстве. Далее приподняли НКТ до глубины 1300 м. Затем продавили полимерцементный раствор в интервал нарушения до получения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну. Допустимое давление, определенное службой капитального ремонта скважин, - 10 МПа. Продавку полимерцементного раствора осуществляли циклически путем постепенного повышения давления продавливания до 10 МПа, т.е до достижения допустимого давления продавки 10 МПа, при этом из полимерцементного раствора начинала отфильтровываться жидкость затворения в зону негерметичности, которая со временем отверждалась. Далее осуществили выдержку до стабилизации давления до 7 МПа. Затем вновь постепенно повышали давление продавливания до 10 МПа. Осуществили выдержку до стабилизации давления до 8,5 МПа. Далее постепенно повышали давление продавливания до 10 МПа. Затем осуществили выдержку до стабилизации давления, которое составило 10 МПа. Снизили давление до 8 МПа. Скважину закрыли на 24 часа (на время ожидания отверждения полимерцементного раствора).
После истечения времени ожидания отверждения полимерцементного раствора (24 ч) путем доспуска колонны НКТ определили наличие и местоположение моста. Осуществили его разбуривание. При испытании на герметичность при давлении 10 МПа и снижении уровня свабированием эксплуатационная колонна показала полную герметичность.
Пример 3 из таблицы 2.
3
3
3
Работы проводили в нефтедобывающей скважине с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм. На глубине 1210-1215 м выявили интервал негерметичности эксплуатационной колонны. Определили приемистость интервала негерметичности. Удельная приемистость составила 0,8 м/ч·МПа (97 м/сут при 5 МПа). Приготовили полимерцементный раствор из 2,0 т цемента (100% мас.) с жидкоцементным соотношением 0,87 и фильтратоотделением 48% об. от жидкости затворения. Сначала приготовили жидкость затворения цемента. Для этого набрали в мерную емкость цементировочного агрегата ЦА-320 М 542 л (27,12% от массы цемента) пресной воды и ввели 21,6 кг (1,08% от массы цемента) едкого натра, перемешали 20-30 мин цементировочным агрегатом «на себя». Далее в приготовленный раствор едкого натра ввели 1 м (1200 кг, 50% мас.) ацетоноформальдегидной смолы и перемешали цементировочным агрегатом 10 мин. Затем перемешали цемент с приготовленной жидкостью затворения. После чего закачали в скважину приготовленный полимерцементный раствор по предварительно спущенной колонне НКТ до глубины 1220 м до равновесия столбов жидкости в колонне НКТ и затрубном пространстве. Далее приподняли НКТ до глубины 1050 м. Затем продавили полимерцементный раствор в интервал нарушения до получения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну. Допустимое давление, определенное службой капитального ремонта скважин, - 12 МПа. Продавку полимерцементного раствора осуществляли циклически путем постепенного повышения давления продавливания до 12 МПа, т.е до достижения допустимого давления продавки 12 МПа, при этом из полимерцементного раствора начинала отфильтровываться жидкость затворения в зону негерметичности, которая со временем отверждалась. Далее осуществили выдержку до стабилизации давления до 8 МПа. Затем вновь постепенно повышали давление продавливания до 12 МПа. Осуществили выдержку до стабилизации давления до 9,8 МПа. Затем вновь постепенно повышали давление продавливания до 12 МПа. Осуществили выдержку до стабилизации давления до 11 МПа. Далее постепенно повышали давление продавливания до 12 МПа. Затем осуществили выдержку до стабилизации давления, которое составило 12 МПа. Снизили давление до 10 МПа. Скважину закрыли на 24 часа (на время ожидания отверждения полимерцементного раствора).
После истечения времени ожидания отверждения полимерцементного раствора (24 ч) путем доспуска колонны НКТ определили наличие и местоположение моста. Осуществили его разбуривание. При испытании на герметичность при давлении 10 МПа и снижении уровня свабированием эксплуатационная колонна показала полную герметичность.
Пример 2 осуществляли аналогично примерам 1, 3. Результаты приведены в таблице 2.
Таблица 2
№ п/п
Вид ремонта
Применяемый полимерцементный раствор, % мас. от массы сухого цемента
Удельная приемистость, м<sup>3</sup>/ч·МПа
Успешность, %
Фильтратоотделение, % от объема жидкости затворения
Жидкоцементное соотношение
1
восстановление герметичности эксплуатационной колонны
цемент - 100; ацетоноформальдегидная смола - 50; пресная вода - 22,6; едкий натр - 0,9
0,6
100
40
0,73
2
ликвидация заколонных перетоков
цемент - 100; ацетоноформальдегидная смола - 52; пресная вода - 23,5; едкий натр - 0,94
1,2
100
42
0,76
3
восстановление герметичности эксплуатационной колонны
цемент - 100; ацетоноформальдегидная смола - 60; пресная вода - 27,12; едкий натр - 1,08
0,8
100
48
0,87
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность ремонтно-изоляционных работ при восстановлении герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков при низких или средних значениях приемистости нарушений за счет использования полимерцементного раствора с улучшенным фильтратоотделением, высокой подвижностью, низкой вязкостью.