СПОСОБ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНЕ
METHOD OF REMEDIAL CEMENTING OPERATIONS IN WELL

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважине.
Известен способ изоляции и ограничения водопритока в скважины (Патент RU №2272905, МПК Е21В 43/32, опубл. 27.03.2006 г., бюл. №9), включающий закачку в нагнетательную или добывающую скважину изоляционного материала на основе отверждаемого в пластовых условиях полимера, продавку его и выдержку на период отверждения и набора прочности. В качестве указанного материала используют водорастворимую полимерную композицию следующего состава, мас. %:
смола ацетоноформальдегидная
80,0
углекислый натрий или калий
4,0-7,0
окзил-СМ
0,5
вода или 30%-ный водный раствор
хлористого натрия NaCl
остальное
Причем для пластовых температур 50°С и ниже в указанный материал дополнительно вводят щелочь - гидроокись натрия NaOH - в количестве 0,1-2,5 мас. %, при проведении изоляционных работ в скважине с высоким пластовым давлением в указанный материал дополнительно вводят тонкодисперсный инертный наполнитель - технический тальк - в количестве 30-100% от объема закачиваемого состава.
Недостатками известного способа являются большие затраты времени и сложность приготовления полимерной композиции для пластовых температур ниже 50°С, потому что она состоит из 5 компонентов, не считая наполнителя.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому предложению является способ изоляции и ограничения водопритока в скважины (Патент RU №2349731, МПК Е21В 33/13, С09K 8/512, опубл. 20.03.2009 г., бюл. №8), включающий закачивание в скважину изоляционной композиции, содержащей формальдегидную смолу и инициатор отверждения при следующем соотношении компонентов, мас. %:
карбамидоформальдегидная или
ацетоноформальдегидная смола
20,0-70,0
оксиэтилированные изононилфенолы,
оксиэтилированные моноалкилфенолы или их смесь
0,5-4,0
натуральный или синтетический каучук или их смесь
0,05-50,0
инициатор полимеризации
0,5-3,0
вода
остальное
В качестве инициаторов полимеризации для смол могут быть использованы, например, карбоновые кислоты и их соли - щелочной сток производства капролактама (ЩСПК). Изоляционная композиция также может содержать различные наполнители.
Недостатками наиболее близкого аналога являются:
- сложность приготовления полимерной композиции, потому что она состоит из 5 компонентов, не считая наполнителей;
- закачивание циклами, причем продавочную жидкость закачивают после каждого цикла, что усложняет процесс проведения работ на скважине;
- невозможность создать водоизоляционный экран большого радиуса из-за низкой фильтруемости композиции, что отрицательно сказывается на качестве изоляции и снижает эффективность способа.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности способа РИР за счет увеличения радиуса водоизоляционного экрана и увеличения охвата воздействия, расширения интервала времени гелеобразования, а также снижения продолжительности и трудоемкости работ.
Технические задачи решаются способом ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающим приготовление и закачивание в скважину водоизоляционной композиции, содержащей ацетоноформальдегидную смолу, щелочной сток производства капролактама и 10%-ный раствор гидроксида натрия.
Новым является то, что для приготовления водоизоляционной композиции щелочной сток производства капролактама перемешивают с 10%-ным раствором гидроксида натрия и добавляют при перемешивании в ацетоноформальдегидную смолу, полученную водоизоляционную композицию закачивают в скважину, после чего оставляют ее на время гелеобразования в течение 24-48 ч при следующем содержании компонентов, мас. %:
ацетоноформальдегидная смола
20,0-40,0
щелочной сток производства капролактама
45,0-60,0
10%-ный раствор гидроксида натрия
15,0-20,0
Компоненты, применяемые в предложении:
3
- ацетоноформальдегидная смола (АЦФ), получаемая путем конденсации ацетона с формальдегидом, представляет собой водорастворимую однородную жидкость от светлого до коричневого цвета с массовой долей сухого остатка не менее 75%, с массовой долей свободного формальдегида не более 1,5%, плотностью не менее 1200 кг/м;
- ЩСПК является отходом производства капролактама, представляет собой жидкость от коричневого до темно-коричневого цвета, непрозрачную, без механических примесей. Массовая доля натриевых солей органических кислот (в пересчете на адипинат натрия) составляет от 18 до 36%, рН находится в пределах 10-13;
- гидроксид натрия (NaOH) по ГОСТ Р 55064-1012. Натр едкий технический. Технические условия.
Сущность предложения заключается в следующем. В скважине определяют приемистость изолируемого интервала, заблаговременно с использованием стандартной техники при капитальном ремонте скважин готовят водоизоляционную композицию. Для этого ЩСПК перемешивают с 10%-ным раствором NaOH, затем полученный раствор перемешивают с АЦФ до получения однородной массы, после чего водоизоляционную композицию закачивают в скважину с учетом оставления в скважине моста высотой не менее 20 м и оставляют ее на технологическую паузу (время гелеобразования) в течение 24-48 ч.
Ограничение водопритока в скважине осуществляется благодаря формированию в зоне водопритока водоизоляционного экрана из полимерного геля на основе АЦФ. Инициаторами гелеобразования композиции являются 10%-ный раствор NaOH и ЩСПК, причем, изменяя их количество в композиции, регулируют время гелеобразования в широких пределах. Совместное использование 10%-ного раствора NaOH и ЩСПК снижает вязкость водоизолирующей композиции и увеличивает время ее гелеобразования. Способ позволяет осуществить закачку даже в малопроницаемые пропластки, при этом образуется протяженный водоизоляционный экран, который не разрушается в пластовых условиях. Дополнительный вклад в упрочнение водоизоляционного экрана вносит минерализованная пластовая вода, которая взаимодействует с солями органических кислот, содержащихся в ЩСПК, что повышает эффективность способа. Во время технологической паузы в течение 24-48 ч за счет роста вязкости водоизоляционной композиции завершается процесс закупоривания высокопроницаемой части пласта и упрочнения водоизоляционного экрана, что способствует сокращению притока воды.
Стоимость водоизоляционной композиции снижается в 2 раза из-за того, что, в отличие от наиболее близкого способа она содержит больше ЩСПК (45-60 мас. %), который является отходом производства и имеет низкую стоимость (4 тыс. руб. за 1 тонну). Из-за того, что водоизоляционная композиция состоит всего из 3 компонентов (более 5 компонентов у известного способа и наиболее близкого аналога), снижаются продолжительность и трудоемкость работ.
В лабораторных условиях водоизоляционную композицию готовят следующим образом. В химический стакан объемом 100 мл наливают 40 мл ЩСПК (40 мас. %) и 20 мл 10%-ного раствора NaOH (20 мас. %) и перемешивают. Полученный раствор перемешивают с 40 мл АЦФ (40 мас. %). Отмечают время начала опыта и потери текучести композиции, разница между которыми считается временем ее гелеобразования. В данном опыте №8 оно составило 4 ч 10 мин. Результаты гелеобразования представлены в таблице.
4
3
Для сравнения длительности гелеобразования в таблице представлены составы изоляционной композиции по наиболее близкому аналогу, содержащие АЦФ, с самым большим временем структурирования - 5 ч 15 мин (№9) и самым коротким временем структурирования - 1 ч 55 мин (№7). Составы водоизоляционной композиции предлагаемого способа по длительности гелеобразования (от 4 ч 10 мин до 8 ч) превосходят составы по наиболее близкому аналогу.
Изменением соотношения компонентов время гелеобразования водоизоляционной композиции можно регулировать в пределах 4-8 ч. Опыты №№9 и 10 исключены из заявляемого диапазона, так как по времени гелеобразования водоизоляционной композиции не обеспечивают оптимальное время закачки в скважину - более 4 ч. Опыты №№1 и 11 исключены из заявляемого диапазона, так как гелеобразования не происходит. На основании результатов испытаний были выбраны композиции, которые вошли в заявляемый диапазон соотношения компонентов, мас. %:
ацетоноформальдегидная смола
20,0-40,0
щелочной сток производства капролактама
45,0-60,0
10%-ный раствор гидроксида натрия
15,0-20,0
Осуществление предлагаемого способа представлено примерами.
Примеры практического применения
Пример 1. Герметизация эксплуатационной колонны
3
3
3
3
Способ осуществили в скважине с обсадной колонной диаметром 168 мм, интервалами перфорации 987-989 м и нарушением целостности эксплуатационной колонны 345 м. Удельная приемистость интервала нарушения составила 1,4 м/(ч⋅МПа). Провели отключение интервала перфорации отсыпкой песком и установкой сверху цементного моста. В скважину на глубину 315 м спустили колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с условным диаметром 73 мм. Приготовление водоизоляционной композиции проводили с использованием цементировочного агрегата ЦА-320М. В первую половину мерника агрегата закачали 1,6 м (40 мас. %) ЩСПК и 0,8 м (20 мас. %) 10%-ного раствора NaOH. Во вторую половину мерника агрегата закачали 1,6 м (40 мас. %) АЦФ, содержимое обеих половин мерника агрегата перемешали в течение 10 мин и закачали водоизоляционную композицию через НКТ в скважину, после чего закачали в НКТ 0,95 м технической воды с целью продавливания водоизоляционной композиции в интервал нарушения. Провели контрольную промывку колонны НКТ, подъем колонны НКТ на глубину 165 м и оставили скважину на гелеобразование водоизоляционной композиции в течение 24 ч. Разбурили мост, вымыли песок и провели контрольную промывку скважины со спуском колонны НКТ до забоя. Далее освоили скважину, спустили подземное оборудование и ввели скважину в эксплуатацию. В результате проведенных работ обводненность продукции скважины снизилась на 52%, дебит нефти увеличился в 1,9 раз.
Пример 2. Изоляция межпластового перетока по трещинам
3
3
3
3
3
Способ осуществили в скважине с обсадной колонной диаметром 146 мм, интервал перфорации в скважине 1674-1678 м. В скважину на глубину 1644 м спустили НКТ с условным диаметром 73 мм. Определили приемистость скважины, которая составила 2,1 м/(ч⋅МПа). Приготовление водоизоляционной композиции проводили с использованием цементировочного агрегата ЦА-320М. В первую половину мерника агрегата закачали 3,6 м (60 мас. %) ЩСПК и 1,2 м (20 мас. %) 10%-ного раствора NaOH. Во вторую половину мерника агрегата закачали 1,2 м (20 мас. %) АЦФ. Далее содержимое обеих половин мерника агрегата перемешали в течение 10 мин и закачали в скважину, после чего закачали 7,0 м технической воды с целью перепродавливания водоизоляционной композиции в интервал перфорации скважины. Оставили скважину на гелеобразование в течение 48 ч. Далее провели контрольную промывку скважины от возможных остатков продуктов полимеризации водоизоляционной композиции со спуском колонны НКТ до забоя, освоили скважину, спустили подземное оборудование и ввели скважину в эксплуатацию. В результате проведенных работ обводненность продукции скважины снизилась на 27%, дебит нефти увеличился в 1,9 раз.
Пример 3. Ликвидация заколонного перетока
3
3
3
3
3
Способ осуществили в скважине с обсадной колонной диаметром 114 мм, интервалом перфорации 1459-1465 м и заколонным перетоком с глубины 1478 м. Провели перфорацию специальных технологических отверстий в интервале 1469-1470 м. Удельная приемистость специальных отверстий составила 1,2 м/(ч⋅МПа), сообщение между интервалом перфорации и специальными отверстиями отсутствовало. В скважину на колонне НКТ с условным диаметром 60 мм провели спуск пакера-ретейнера и посадили его на глубине 1473 м. Приготовление изоляционной композиции проводили с использованием цементировочного агрегата ЦА-320М. В первую половину мерника агрегата закачали 2,0 м (50 мас. %) ЩСПК и 0,8 м (20 мас. %) 10%-ного раствора NaOH. Во вторую половину мерника агрегата закачали 1,2 м (30 мас. %) АЦФ. Далее содержимое обеих половин мерника агрегата перемешали в течение 10 мин и закачали через колонну НКТ в скважину, после чего закачали 2,8 м сточной воды с целью продавливания композиции. Извлекли из пакера посадочное устройство, провели контрольную промывку и подняли колонну НКТ с посадочным устройством из скважины полностью. Оставили скважину на гелеобразование в течение 36 ч. Далее провели контрольную промывку скважины со спуском колонны НКТ до забоя, освоили скважину, спустили подземное оборудование и ввели скважину в эксплуатацию. В результате проведенных работ обводненность продукции скважины снизилась на 59%, дебит нефти увеличился в 1,7 раз.
Таким образом, в заявленном предложении достигнут результат - повышение эффективности способа РИР за счет увеличения радиуса водоизоляционного экрана и увеличения охвата воздействия, расширения интервала времени гелеобразования, а также снижения продолжительности и трудоемкости работ.