способ ликвидации дефектов обсадных колонн

Формула изобретения

Способ ликвидации дефектов обсадных колонн, заключающийся в закачке через насосно-компрессорную трубу НКТ в скважину водного раствора, содержащего хлористый кальций, раствора цемента, отличающийся тем, что перед закачкой в скважину ниже дефектов обсадных колонн устанавливают пакер - пробку или любой иной текущий забой, затем через НКТ закачивают последовательно 10-15%-ный раствор хлористого кальция, воду, 15-50%-ный раствор нафтената натрия, или калия, или их смеси, воду, 0,5-5 м³ на 1 погонный метр дефектов раствора цемента с водоцементным отношением 0,5-0,8 с добавкой 20-50% от объема раствора цемента 20-50%-ного нафтената натрия, или калия, или их смеси с последующим продавливанием всей массы в скважину пластовой водой из расчета 1-2 м³ на 1 м мощности пласта до создания технологического экрана.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности оно может быть использовано для ликвидации дефектов обсадных колонн, а также для проведения изоляционных работ при бурении скважины в условиях интенсивного водопроявления и поглощения.

Известен способ восстановления герметичности обсадной колонны [1]. Сущность способа заключается в следующем: в затрубное пространство скважины закачивают изоляционный состав, а перед закачкой изоляционного состава в место негерметичности производят его газирование в стволе скважины циклическим изменением расхода газа через изоляционный состав путем периодического открытия и закрытия затрубного пространства. Затем изоляционный состав закачивают в место негерметичности обсадной колонны, для чего открывают на свободный выход межколонное пространство, создавая перепад давления на эксплуатационную колонну. Наличие в герметизирующем составе газообразной фазы увеличивает его подвижность. Это обеспечивает его проникновение в самые незначительные нарушения. После прекращения истечения газа или жидкости из межколонного пространства герметизирующий состав удаляют из скважины.

Данный способ позволяет ликвидировать негерметичность заколонного пространства, но он малоэффективен при использовании его в трещиноватых коллекторах и пластах, сложенных слабосцементированными песчаниками и имеющих чрезвычайно высокую проницаемость.

Известен способ ремонта микроотверстий в цементном камне скважины [2]. Способ заключается в заделке отверстия в цементном камне, заполняющем кольцевой зазор между обсадной колонной и стенкой скважины, определяют местоположение указанного отверстия. В этом месте производят перфорирование обсадной трубы и изоляцию полости вокруг отверстия. В эту полость через перфорированный участок обсадной трубы нагнетают необходимое количество жидкого раствора цемента для образования после отвердевания жесткой цементной пробки в указанном отверстии. Нагнетаемый раствор представляет собой водную смесь, взятую в соотношении, примерно, 0,5-5 л/кг цемента. Размер частиц цемента не должен превышать 30 мкм, а тонкость помола не должна быть меньше 6 000 см²/г. Применяемый цемент относится к портландцементу или шлакопортландцементу.

Недостатками известного способа являются низкая надежность изоляции и негерметичность обсадной колонны, поскольку имеет место перемешивание цементного раствора и продавочной жидкости.

Известен способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине [3]. Сущность данного способа заключается в закачке в скважину через насосно-компрессорную трубу (НКТ) вязкоупругого состава и раствора цемента. Этот процесс осуществляют при открытом кольцевом пространстве скважины. Вязкоупругий состав располагают ниже нижней границы негерметичности обсадной колонны. Перед закачкой раствора цемента колонну НКТ приподнимают для расположения ее конца на уровне негерметичности обсадной колонны. После закачки колонна НКТ тоже приподнимается выше верхней границы раствора цемента. Перед закачкой раствора цемента делают технологическую выдержку. Затем закачивают продавочную жидкость при закрытом кольцевом пространстве скважины. Количество этой жидкости равно полуторакратному объему части колонны НКТ, находившейся в растворе цемента.

Данный способ позволяет снизить расход раствора цемента и повысить надежность изоляции при ликвидации негерметичности обсадной колонны в интервалах эксплуатационной скважины, расположенных выше продуктивной зоны. Однако данное техническое решение не позволяет в полной мере осуществить герметизацию эксплуатационных колонн в интервале залегания водоносных песчаников.

Наиболее близким аналогом является "Способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн" [4], т.е. ликвидации дефектов обсадных колонн, который заключается в закачке в интервал негерметичности соединения эксплуатационных колонн жидкого стекла и водного раствора хлористого кальция, закачку этих реагентов ведут одновременно раздельно, затем создают блокирующую оторочку Продуктом 119-204 с последующим докреплением раствором цемента.

Однако данный способ имеет очень большой расход компонентов и обладает недостаточной надежностью получаемой изоляции.

Техническим результатом является повышение надежности изоляции при ликвидации негерметичности обсадной колонны в интервалах скважины, расположенных выше продуктивной зоны, повышение качества цементажа за счет увеличения количества раствора цемента, закачиваемого за обсадную колонну, и сохранения продуктивности скважины.

Технический результат достигается тем, что в способе ликвидации дефектов обсадных колонн, заключающемся в закачке через насосно-компрессорную трубу НКТ в скважину водного раствора, содержащего хлористый кальций, раствора цемента, перед закачкой в скважину ниже дефектов обсадных колонн устанавливают пакер-пробку или любой иной текущий забой, затем через НКТ закачивают последовательно 10-15%-ный раствор хлористого кальция, воду, 15- 50%-ный раствор нафтената натрия или калия, или их смеси, воду, 0,5-5 м³ на 1 погонный метр дефектов раствора цемента с водоцементным отношением 0,5-0,8 с добавкой 20-50% от объема раствора цемента 20-50%-ного нафтената натрия или калия, или их смеси с последующим продавливанием всей массы в скважину пластовой водой из расчета 1-2 м³ на 1 м мощности пласта до создания технологического экрана.

Процентное соотношение главных компонентов:

10-15% раствор хлористого кальция,

10-50% раствор нафтената натрия или калия, или их смеси.

Способ осуществляется следующим образом.

Скважину очистили до забоя промывкой, далее в нее спустили на НКТ пакер 2ПД-ЯГ и установили его на 50-150 м выше дефектов обсадных колонн. Проверили герметичность его установки. Определили приемистость пласта. При наличии приемистости в пределах давлений, позволяющих проведение технологического процесса (P_max < 0,8 P разрыв пласта), приступают к осуществлению непроницаемого пропластка.

Реагенты закачивались в скважину по следующей схеме: первоначально закачивали 2 м³ 15%-ного CaCl₂, затем 0,5 м³ воды, за ней 2 м³ 4%-ного раствора нафтената натрия, потом опять 0,5 м³ воды. Данную процедуру повторили минимум три раза, после чего закачали затворенный на воде цементный раствор (водоцементное отношение 0,5) в объеме 0,5-2 м³ на один погонный метр, удельного веса 1,82 г/см² с добавлением 20%-ного нафтената натрия и всю массу продавили в скважину пластовой водой из расчета 2 м³ на 1 м мощности пласта так, чтобы выше фильтровой зоны оставался цементный стакан, равный 30 м. Затем пакер подняли на высоту 50-100 м, провели промывку скважины и устье скважины загерметизировали, после чего выдержали под давлением 24 часа для затвердения закупоривающей массы. Затем колонну спрессовали. После истечения времени ОЗЦ произвели разбуривание стакана до необходимого интервала и колонну спрессовали повторно.

Источники информации

1. Авторское свидетельство СССР 1624127, E 21 В 33/13, 29.03.1991 г.

2. 2. Патент США 5127473, E 21 B 33/13, 07.07.1992 г.

3. Патент РФ "Способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине" RU N 212155901, 6 E 21 В 33/13, 22.02.1999 г., Мамедов Б.А., Зазирный Д.В., Король П.В.

4. Патент РФ "Способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн" RU N 2116432 C1, E 21 В 33/13, 20.11.1998 г. Комаров А.А., Бодрягин А.В. , Левицкий А.В., Левицкий В.И., Гашев А.А., Николаев А.Ю.