СПОСОБ РЕМОНТА СКВАЖИНЫ
WELL REPAIR METHOD

Изобретение относится к способам ремонта скважин, подверженных заколонной циркуляции воды вследствие нарушения целостности цементного камня.
Известен способ ремонта скважины путем последовательной закачки цементного раствора и отверждаемого раствора смолы с кислотным отвердителем, причем между оторочками цементного раствора и отверждаемого раствора смолы с кислотным отвердителем после отверждения цементного раствора закачивают кислоту для увеличения приемистости обрабатываемой зоны и улучшения адгезии смолы [1].
Известный способ недостаточно эффективен, особенно для скважин, подверженных заколонной циркуляции, так как кислотная обработка нарушает целостность цементного камня в зоне, подлежащей изоляции. Кроме того, при первоначальной закачке цементного раствора происходит изоляция только крупных трещин в цементном кольце, а микротрещины остаются подверженными неконтролируемому действию кислоты, в результате чего они могут увеличиться еще больше, и последующая закачка отверждаемого раствора смолы, позволяющего закупоривать именно микротрещины, может оказаться неэффективной.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ ремонта скважины путем последовательного закачивания цементного раствора, отверждаемого раствора смолы и, повторно, цементного раствора [2].
При первоначальной закачке цементного раствора происходит качественная изоляция только крупных трещин в цементном кольце. Кроме того, закачиваемый цементный раствор, останавливаясь на входе в микротрещины, может заблокировать доступ к ним для последующей оторочки отверждаемого раствора смолы, что отрицательно скажется на длительности эффекта от ремонта, т.к. качественная изоляция микротрещины возможна только в случае проникновения изоляционного материала на большую часть ее длины.
Кроме того, при последовательной закачке согласно литературным данным (например, [3]) в зоне смешения концентрации отверждаемого раствора смолы и цементного раствора будут плавно меняться от 1% до 99%, соответственно будут меняться свойства образующегося камня. Лабораторные исследования авторов (фиг.1) показывают, что при неконтролируемом смешении смолы и цемента образуется, как правило, тампонажный камень более низкой прочности по сравнению с цементным и смоляным камнями. На фиг.1 представлены зависимости прочности на сжатие тампонажного камня от соотношения объемов цементного раствора (при водоцементном соотношении, равном 0,5) и отверждаемого раствора смолы (при следующих концентрациях отвердителя в отвергаемом растворе смолы:
- смола ацетоноформальдегидная АЦФ-75 (ТУ 2228-006-48090685-2002 с изм. №1): отвердитель - 10%-ный раствор NaOH (содержание в отверждаемом растворе смолы 40 об.%);
- смола Софит (ТУ 2200-001-17804808-2008): отвердитель - 32%-ный раствор NaOH (содержание в отверждаемом растворе смолы 10 об.%);
- смола Резойл К-1 (ТУ 2221-637-55778270-2004): отвердитель - КатоРИР Н2 (содержание в отверждаемом растворе смолы 20 об.%).
Видно, что для двух исследованных смол - Софит и Резойл К-1 - при любом соотношении компонентов - отверждаемого раствора смолы и цементного раствора - образуется тампонажный камень, прочность которого ниже прочности цементного или смоляного камня.
Для смолы АЦФ-75 имеется определенный интервал соотношений отверждаемого раствора смолы и цементного раствора, при котором прочность тампонажного камня выше прочности цементного или смоляного камня. Но при большинстве соотношений отверждаемого раствора смолы и цементного раствора прочность тампонажного камня также ниже прочности цементного или смоляного камня.
Также при большой протяженности зоны смешения отверждаемого раствора смолы и цементного раствора в НКТ может происходить их преждевременное отверждение, в результате чего может быть создана аварийная ситуация. Следовательно, способ ремонта скважины, представленный в [2] недостаточно эффективен, и есть смысл направить усилия на образование в стволе скважины зоны смешения с определенным соотношением компонентов.
Решаемая заявляемым техническим решением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа ремонта скважины путем одновременной закачки отверждаемого раствора смолы и цементного раствора за счет предотвращения образования в зоне смешения непрочного тампонажного камня.
Поставленная задача решается тем, что после предварительной закачки отверждаемого раствора смолы в заколонное пространство производят одновременную закачку отверждаемого раствора смолы и цементного раствора, причем выбор смолы и режим закачки отверждаемого раствора выбранной смолы и цементного раствора соблюдают таким образом, чтобы образовывался прочный цементно-смоляной камень.
Дополнительно в компоновку НКТ включают пакер.
Одновременную закачку отверждаемой смолы и цементного раствора осуществляют по двум концентричным колоннам НКТ.
В качестве смолы используют ацетоноформальдегидную смолу, отверждаемую отвердителем с щелочным pH.
Способ осуществляется следующей последовательностью операций.
1. Предварительная закачка отверждаемого раствора смолы в заколонное пространство для изоляции микротрещин.
2. Одновременная закачка в интервал изоляции отверждаемого раствора смолы и цементного раствора. Для создания прочного цементно-смоляного камня выбирают смолу типа ацетоноформальдегидной, когда имеет место синергетический эффект при взаимодействии ее отверждаемого раствора с цементным раствором по прочности образующегося цементно-смоляного камня, и соблюдают режим закачки цементного раствора и отверждаемого раствора смолы, а именно расходы (соотношение объемов) цементного раствора и отверждаемого раствора смолы.
3. Подъем НКТ. Скважину оставляют на период ожидания затвердевания тампонажного камня.
4. После окончания периода ожидания затвердевания тампонажного камня разбуривают мост в стволе скважины.
В случае с ацетоноформальдегидной смолой наблюдается синергетический эффект при взаимодействии ее отверждаемого раствора с цементным раствором в соотношении объемов «отверждаемый раствор смолы: цементный раствор» = 3:1 (см. фиг.1). В этом случае прочность тампонажного камня превышает прочность камня, полученного из компонентов смеси по отдельности, что может быть использовано для повышения эффективности ремонта скважин.
В связи с этим способ ремонта осуществляется путем одновременной закачки по двум концентричным колоннам НКТ (труба в трубе) отверждаемого раствора смолы и цементного раствора, объемы оторочек и режим закачки которых выбирают таким образом, чтобы в зоне смешения достигалось соотношение объемов «отверждаемый раствор смолы: цементный раствор» = 3:1 и происходило образование прочного тампонажного камня.
На первом этапе по двум концентричным колоннам НКТ при открытом затрубном пространстве отверждаемый раствор смолы и цементный раствор доводят до башмака НКТ, который располагают на 50 м выше верхних отверстий интервала перфорации продуктивного пласта. При этом отверждаемый раствор смолы подают, например, по наружной колонне НКТ, а цементный раствор при этом - по внутренней.
Далее закрывают внутреннюю колонну НКТ и затрубное пространство. По внешней колонне НКТ отверждаемый раствор смолы начинают продавливать в область заколонной циркуляции водой или гидрофобным агентом под давлением. В результате происходит частичное попадание отверждаемого раствора смолы в продуктивный и водоносный пласты, а также заполнение микротрещин цементного камня в области заколонной циркуляции воды.
3
3
При приемистости интервала изоляции более 500 м/сут (при давлении на устье 100 атм и менее) перед закачиванием отверждаемого раствора смолы требуется предварительное снижение приемистости с использованием гелеобразующих или эмульсионных составов до порядка 300 м/сут.
После этого при закрытом затрубном пространстве, не прекращая продавки отверждаемого раствора смолы в область заколонной циркуляции воды, открывают внутреннюю колонну НКТ и начинают продавку цементного раствора.
c1
3
Объем отверждаемого раствора смолы, после продавки которого необходимо начать продавку цементного раствора (V, м), определяется по формуле (1):
<mrow><msub><mtext>V</mtext><mrow><mtext>c1</mtext></mrow></msub><mo>=</mo><mtext>k</mtext><mrow><mo>[</mo><mrow><mi>π</mi><msubsup><mrow><mtext>(R</mtext></mrow><mtext>c</mtext><mtext>2</mtext></msubsup><mo>−</mo><msubsup><mtext>R</mtext><mtext>д</mtext><mtext>2</mtext></msubsup><msub><mrow><mtext>)h</mtext></mrow><mtext>н</mtext></msub><msub><mtext>m</mtext><mtext>н</mtext></msub><mo>+</mo><mi>π</mi><msubsup><mrow><mtext>(R</mtext></mrow><mtext>c</mtext><mtext>2</mtext></msubsup><mo>−</mo><msubsup><mtext>R</mtext><mtext>д</mtext><mtext>2</mtext></msubsup><msub><mrow><mtext>)h</mtext></mrow><mtext>в</mtext></msub><msub><mtext>m</mtext><mtext>в</mtext></msub><mo>+</mo><mtext>0</mtext><mtext>,5</mtext><mi>π</mi><msubsup><mrow><mtext> (R</mtext></mrow><mtext>д</mtext><mtext>2</mtext></msubsup><mo>−</mo><msubsup><mtext>R</mtext><mtext>к</mtext><mtext>2</mtext></msubsup><msub><mrow><mtext>)(h</mtext></mrow><mtext>н</mtext></msub><mo>+</mo><msub><mtext>h</mtext><mtext>н</mtext></msub><mo>+</mo><msub><mtext>h</mtext><mrow><mtext>пер</mtext></mrow></msub><mtext>)</mtext></mrow><mo>]</mo></mrow><mtext>    (1)</mtext><mtext>,</mtext></mrow>
где k - коэффициент разбавления отверждаемого раствора смолы водой в НКТ в процессе ее закачки,
с
R - радиус закачки смолы в нефтяной пласт, м,
д
R - радиус скважины по долоту, м,
в
R - радиус закачки смолы в водоносный пласт, м,
н
h - толщина нефтяного пласта, м,
н
m - пористость нефтяного пласта,
в
h - толщина водоносного пласта, м,
в
m - пористость водоносного пласта,
к
R - внешний радиус обсадной колонны, м,
пep
h - толщина перемычки между продуктивным и водоносным пластами.
Первое слагаемое в формуле определяет объем отверждаемого раствора смолы, попадающий в продуктивный пласт. Второе слагаемое определяет объем отверждаемого раствора смолы, попадающий в водоносный пласт. Третье слагаемое определяет объем отверждаемого раствора смолы, необходимый для изоляции микротрещин в области заколонной циркуляции воды. При этом радиус закачки смолы в нефтяной пласт не может превышать длину перфорационных отверстий, так как это сделает невозможным последующее освоение продуктивного пласта. В случае использования гидрофобного агента коэффициент k принимает значение 1, при использовании воды - более 1, причем может рассчитываться, например, с учетом формул, представленных в [3]. Радиусы закачивания отверждаемого раствора смолы в продуктивный и водоносный пласты могут определяться, например, на основании численного эксперимента, как описано в [4], или исходя из соотношения проводимостей (произведения проницаемостей на толщину) продуктивного и водоносного пластов.
После начала продавки цементного раствора расход технологических жидкостей регулируют таким образом, чтобы в зоне смешения под башмаком НКТ достигалось соотношение объемов «отверждаемый раствор смолы: цементный раствор» = 3:1. Цементно-смоляной раствор не способен к проникновению в пористую среду, в результате чего после заполнения крупных трещин начинается рост давления.
ц
c
3
3
Общий объем цементного раствора (V, м) и отверждаемого раствора смолы (V, м) рассчитывают по формулам (2) и (3) соответственно:
<mrow><msub><mtext>V</mtext><mtext>ц</mtext></msub><mo>=</mo><mo stretchy="false">[</mo><mtext>0</mtext><mtext>,5</mtext><mtext></mtext><mi>π</mi><msubsup><mrow><mtext> (R</mtext></mrow><mtext>д</mtext><mtext>2</mtext></msubsup><mo>−</mo><msubsup><mtext>R</mtext><mtext>к</mtext><mtext>2</mtext></msubsup><msub><mrow><mtext>)(h</mtext></mrow><mtext>н</mtext></msub><mo>+</mo><msub><mtext>h</mtext><mtext>в</mtext></msub><mo>+</mo><msub><mtext>h</mtext><mrow><mtext>пер</mtext></mrow></msub><mtext>)</mtext><mo>+</mo><mtext>n</mtext><mi>π</mi><msubsup><mtext>R</mtext><mtext>п</mtext><mtext>2</mtext></msubsup><msub><mtext>1</mtext><mtext>п</mtext></msub><mo>+</mo><mtext></mtext><mtext> </mtext><mi>π</mi><msubsup><mtext>R</mtext><mtext>0</mtext><mtext>2</mtext></msubsup><msub><mrow><mtext>(h</mtext></mrow><mtext>н</mtext></msub><mo>+</mo><mtext>20)</mtext><mo>+</mo><msub><mtext>V</mtext><mrow><mtext>ср</mtext></mrow></msub><mtext>]</mtext><mo>⋅</mo><mtext>(1</mtext><mo>−</mo><mtext>W)   (2)</mtext><mtext>,</mtext></mrow>
<mrow><msub><mtext>V</mtext><mtext>c</mtext></msub><mo>=</mo><msub><mtext>V</mtext><mrow><mtext>c1</mtext></mrow></msub><mo>+</mo><mtext>W[0</mtext><mtext>,5</mtext><mtext></mtext><mtext></mtext><mtext> </mtext><mi>π</mi><msubsup><mrow><mtext> (R</mtext></mrow><mtext>д</mtext><mtext>2</mtext></msubsup><mo>−</mo><msubsup><mtext>R</mtext><mtext>к</mtext><mtext>2</mtext></msubsup><msub><mrow><mtext>)(h</mtext></mrow><mtext>н</mtext></msub><mo>+</mo><msub><mtext>h</mtext><mtext>в</mtext></msub><mo>+</mo><msub><mtext>h</mtext><mrow><mtext>пер</mtext></mrow></msub><mtext>)</mtext><mo>+</mo><mtext>n</mtext><mi>π</mi><msubsup><mtext>R</mtext><mtext>п</mtext><mtext>2</mtext></msubsup><msub><mtext>1</mtext><mtext>п</mtext></msub><mo>+</mo><mtext> </mtext><mi>π</mi><msubsup><mtext>R</mtext><mtext>0</mtext><mtext>2</mtext></msubsup><msub><mrow><mtext>(h</mtext></mrow><mtext>н</mtext></msub><mo>+</mo><mtext>20)</mtext><mo>+</mo><msub><mtext>V</mtext><mrow><mtext>ср</mtext></mrow></msub><mtext>]    (3)</mtext><mtext>,</mtext></mrow>
где n - плотность перфорации, отверстий/м,
п
R - радиус перфорационных отверстий, м,
п
l - длина перфорационных отверстий, м,
0
R - внутренний радиус обсадной колонны, м,
ср
3
V - объем срезки цементного раствора, м,
W - объемная доля отверждаемого раствора смолы в цементно-смоляном растворе, при которой достигается максимальная прочность цементно-смоляного камня.
По достижении давления опрессовки эксплуатационной колонны продавливание растворов водой или гидрофобным агентом прекращается. Затем осуществляют обратную промывку и подъем НКТ на 100-150 м выше интервала перфорации нефтяного пласта и оставляют скважину на период ожидания затвердевания тампонажного камня.
Пример
3
д
к
с
в
н
н
в
в
пер
п
п
o
Например, имеем скважину, в которой геофизическими исследованиями установлено плохое качество цементного кольца и обусловленная этим заколонная циркуляция жидкости. Интервал, подлежащий изоляции (интервал перфорации), находится на глубине 2500 м; его приемистость - 300 м/сут. Пусть R=0,108 м; R=0,084 м; R=0,3 м; R=0,3 м; h=5 м; m=0,2; h=10 м; m=0,2; h=10 м; n=20 отверстий/м; R=0,01 м; l=0,5 м; R=0,07 м.
Башмак концентричных колонн НКТ установим на 50 м выше верхних отверстий интервала перфорации продуктивного пласта. При открытом затрубном пространстве отверждаемый раствор ацетоноформальдегидной смолы и цементный раствор доведем до башмака НКТ. При этом отверждаемый раствор ацетоноформальдегидной смолы будем подавать по наружной колонне НКТ, а цементный раствор - по внутренней.
3
Закроем внутреннюю колонну НКТ и затрубное пространство. По внешней колонне НКТ отверждаемый раствор ацетоноформальдегидной смолы начнем продавливать в область заколонной циркуляции гидрофобным агентом под давлением. Объем закачки отверждаемого раствора ацетоноформальдегидной смолы в заколонное пространство по формуле (1) составляет 0,9 м.
3
3
3
3
Не прекращая продавки отверждаемого раствора ацетоноформальдегидной смолы в область заколонной циркуляции воды, откроем внутреннюю колонну НКТ и начнем продавку цементного раствора. При этом расход технологических жидкостей регулируется таким образом, чтобы на забое в зоне смешения под башмаком НКТ достигалось соотношение объемов «отверждаемый раствор смолы: цементный раствор» = 3:1. При этом будет закачано 0,6 м отверждаемого раствора ацетоноформальдегидной смолы (по формуле (3)) и 0,2 м цементного раствора (по формуле (2)). Итоговый объем смолы, необходимый на скважино-операцию, составляет 1,5 м, цементного раствора - 0,2 м.
Цементно-смоляной камень, полученный после отверждения смеси отверждаемого раствора ацетоноформальдегидной смолы и цементного раствора, будет изолировать крупные трещины в цементном кольце, перфорационные отверстия и формировать мост в стволе скважины. При этом его прочность превышает прочность и цементного, и смоляного камня по отдельности, что указывает на желательность использования указанного способа для достижения эффективной изоляции интервала заколонной циркуляции.
Источники информации
1. Патент РФ №2323325. Способ изоляции зоны поглощения пласта / Крючков В.И., Ибрагимов Н.Г., Хисамов Р.С. и др. // Опубл. 27.04.2008 г.
2. A.V.Sakhan, A.A.Chegodaeva, and V.V.Gorbunov. Remedial Cementing at High Temperatures (Case Study: Oilfields of Rosneft-StavropoIneftegaz). Paper SPE 135986 presented at the 2010 SPE Russian Oil & Gas Technical conference held in Moscow, Russia, 26-28 Oct. 2010.
3. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. М.: «Недра», 1981. - 237 с.
4. Ильясов А.М. Моделирование процесса ликвидации заколонной циркуляции жидкости / А.М.Ильясов, И.Ю.Ломакина, А.В.Корнилов [и др.] // ОАО НПФ «Геофизика». Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. - Уфа: «НПФ «Геофизика», 2009. - Вып.6. - С.80-90.