способ восстановления герметичности обсадных колонн

Формула изобретения

Способ восстановления герметичности обсадных колонн, включающий затворение цемента с минеральными добавками, закачку полученной тампонажной смеси в скважину и продавку ее за колонну, отличающийся тем, что в качестве минеральных добавок используют силикатные или алюмосиликатные микросферы, при этом предварительно определяют приемистость скважины в интервале негерметичности и, при приемистости более 250 м³/сут, затворяют цемент с указанными добавками, причем при продавке тампонажной смеси в скважине, на глубине негерметичности, создают давление, превышающее давление смятия микросфер.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а конкретно к способам восстановления герметичности обсадных колонн.

Известен способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн, включающий приготовление и закачку в скважину тампонирующих смесей, в том числе цементного раствора, их продавку за колонну в интервал негерметичности [1].

Недостаток данного способа заключается в том, что он не предусматривает введения в цементный раствор загущающих или расширяющих минеральных добавок. Поэтому, как показывает практика, при повышенной приемистости интервала негерметичности успешность изоляционных работ не превышает 20%.

Известен способ восстановления герметичности обсадных колонн, включающий приготовление, закачку в скважину и продавку цементного раствора за колонну через интервал негерметичности. Причем предварительно в цемент с минеральными добавками вводят загущающие добавки, например сульфит-спиртовую барду [2].

Недостаток способа заключаются в том, что при введении указанных добавок загущение цементного раствора происходит уже в процессе его приготовления. Это вызывает сложности с откачкой состава из смесительной емкости и приводит к росту устьевого давления уже в начальный период продавки состава за обсадную колонну. Кроме того, указанные добавки являются инертными и не участвуют в процессе гидратации цемента, что в конечном итоге снижает прочность тампонажного камня.

Задача заключается в повышении эффективности способа и снижении сроков ремонтно-изоляционных работ в условиях повышенной приемистости интервала негерметичности.

Поставленная задача достигается тем, что в способе восстановления герметичности обсадных колонн, включающем затворение цемента с минеральными добавками, закачку полученной тампонажной смеси в скважину и продавку ее за колонну, согласно изобретению в качестве минеральных добавок используют силикатные или алюмосиликатные микросферы, при этом предварительно определяют приемистость скважины в интервале негерметичности и при приемистости более 250 м³/сут затворяют цемент с указанными добавками, причем при продавке тампонажной смеси в скважине, на глубине негерметичности, создают давление, превышающее давление смятия микросфер.

В совокупности предложенные действия позволяют управлять процессом загустевания тампонажной смеси, получать более прочный тампонажный камень за обсадной колонной и, в конечном итоге, повысить эффективность способа восстановления герметичности обсадных колонн.

Анализом промыслового материала установлено, что наибольшая успешность (более 70%) при тампонировании скважин цементом без всяких добавок имеет место, когда приемистость скважины находится в пределах 190 - 300 м³/сут (см. чертеж). Максимальная успешность наблюдается при приемистости 250 м³/сут.

В данном случае под приемистостью понимается объем поглощаемой жидкости в единицу времени при испытании скважины на приемистость.

Когда приемистость интервала негерметичности обсадной колонны в скважине превышает 250 м³/сут, для поддержания высокого уровня успешности ремонтно-изоляционных работ появляется необходимость в применении цементного раствора с добавками силикатных или алюмосиликатных микросфер.

Силикатные (стеклянные) микросферы получают из смеси жидкого натриевого стекла и вспенивателя. Полые стеклянные микросферы обладают следующими достоинствами: небольшой величиной истинной плотности, позволяющей получать легковесные материалы; низкими значениями пористости и отношения поверхности к объему; химической стойкостью, негорючестью; стабильностью свойств. Они в композиционных материалах обеспечивают более высокую прочность, чем полимерные.

Отечественной промышленностью выпускаются полые стеклянные микросферы марки О групп А1, А2, A3, Б1, Б2 и МСО-А9 с размером частиц до 200 мкм. Различия в физико-механических свойствах этих микросфер незначительны [3].

Благодаря минералогическому компонентному составу (SiO₂ - 78%; Na₂O - 8%; CaO - 6%; В₂О₃ - 3,5%; ZnO - 2%) данная добавка участвует в формировании цементного камня и способствует упрочнению его структуры.

При первичном цементировании, преимущественно кондукторов, в качестве облегчающей добавки применяют алюмосиликатные полые микросферы, которые являются отходом сжигания топлива в ТЭЦ или других производств. Они представляют собой легкий сыпучий порошок серого цвета, состоящий из отдельных полых частиц сферической формы, истинная плотность которого в зависимости от влажности составляет 400-500 кг/м³ и выпускаются по ТУ 21-22-37-94. Минералогический компонентный состав представлен преимущественно SiО₂ - 54,4%; Аl₂O₃ - 25,1%; F₂О₃ - 5,8%; К₂O - 5,4%; CaO - 1,7%; MgO - 1,41%; Na₂O - 1,07%. Прочность на разрушение при гидростатическом сжатии составляет до 30 МПа [4].

Цементный раствор с добавкой алюмосиликатных микросфер, например? марки АСМ-500 при водоцементном отношении 0,5 в нормальных условиях (давление 0,1 МПа, температура 20^oС) имеет плотность 1,44 г/см³, растекаемость по конусу АзНИИ - 22,5 см, время начала схватывания 8 ч 10 мин. Под давлением 14 МПа вследствие разрушения микросфер время загустевания цементного раствора на 40% меньше, чем у цементного раствора без добавок.

Разрушение микросфер сопровождается рядом эффектов: во-первых, резко повышается плотность цементного раствора (до нормальной), во-вторых, происходит активация цементного раствора за счет гидродинамических микроударов при схлопывании микросфер (кавитационный эффект), в-третьих, происходит некоторый разогрев цементного раствора за счет перехода энергии микроударов в тепловую, а также за счет сжатия газа в микросферах. Все эти эффекты способствуют быстрому загустеванию и схватыванию цементного раствора при давлении задавливания цементного раствора за обсадную колонну.

Соотношение между цементом и микросферами по массе может изменяться от 0,95: 0,05 до 0,50:0,50 в зависимости от приемистости скважины, глубины расположения интервала негерметичности. Другое соотношение массы цемента и микросфер или не позволит получить эффект от схлопывания микросфер? или приведет к образованию низкопрочного тампонажного камня.

Предлагаемый способ восстановления герметичности обсадных колонн осуществляют следующим образом.

Интервал перфорации перекрывают песчаной пробкой или цементным мостом. Устанавливают место нарушения герметичности обсадной колонны. Определяют приемистость интервала негерметичности и, если она превышает 250 м³/сут, готовят цемент с добавкой силикатных или алюмосиликатных микросфер, прочность которых на смятие определяют заранее.

Затворяют цемент с добавкой микросфер, закачивают в скважину, продавливают за обсадную колонну через интервал негерметичности. Причем в конце продавки тампонажной смеси на устье создают такое избыточное давление, чтобы на глубине негерметичности развивалось давление, превышающее давление смятия микросфер.

Обратной промывкой производят срезку цементного раствора, приподнимают НКТ на 100 м и оставляют скважину на ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ) - 24 ч под давлением 5-6 МПа.

Через 24 ч ОЗЦ давление в колонне стравливают и допуском труб определяют местоположение цементного моста.

Опрессовывают колонну, поднимают трубы из скважины и при необходимости проводят запланированные геофизические исследования.

К разбуриванию цементного моста в зоне дефекта колонны приступают не менее, чем через 24 ч после окончания тампонажных работ.

Качество ремонтно-изоляционных работ (РИР) проверяют в соответствии с "Инструкцией по испытанию скважин на герметичность".

Пример реализации.

В скважине 1296 куста 444 Яун-Лорского месторождения НГДУ "Сургутнефть" геофизическими методами установили, что эксплуатационная колонна негерметична в интервалах глубин 1660-1662 и 1690-1693 м.

Скважину заглушили солевым раствором плотностью 1,17 г/см³. Определили приемистость скважины - 700 мЭ/сут при давлении 8 МПа (коэффициент приемистости - 88 (м³/сут МПа). Над интервалом перфорации установили цементный мост.

Приготовили 3,3 м³ цементного раствора с добавкой 20% алюмосиликатных микросфер. Продавили 1,5 м³ и задавили 3,4 м³ солевым раствором при начальном давлении 2 МПа и конечном давлении 11 МПа.

На глубине 1660 м было достигнуто давление 30,4 МПа (большее, чем давление разрушения микросфер).

Скважину промыли, насосно-компрессорные трубы (НКТ) подняли на 100 м и скважину оставили на ОЗЦ - 15 ч.

Нащупали мост на глубине 1630 м. Опрессовали колонну давлением 10 МПа - герметично. Спустили долото диаметром 106 мм на НКТ 73 мм и разбурили цементный мост в интервале 1630 - 1725 м. Опрессовали эксплуатационную колонну давлением 9,6 МПа - герметично.

Таким образом, положительный эффект от применения предлагаемого способа восстановления герметичности обсадных колонн в скважине 1296 проявился в том, что успешность изоляционных работ достигла 100%. В то время как при применении цементного раствора без добавок при указанной приемистости успешность обычно менее 20%, т.е. требуется не менее 5 операций по цементированию, чтобы обеспечить герметичность колонны (см. чертеж).

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ

1. Патент РФ 2116432, М.кл. Е 21 В 33/13, 1998.

2. Амиров А.Д., Овнатанов С.Т., Яшин А.С. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра. - С. 203, 253-257 - прототип.

3. Фролов А.А. Специальные тампонажные материалы для разобщения газосодержащих горизонтов месторождений Крайнего Севера. - Изв. ВУЗов, Нефть и газ, 2000, 5, ТНГГУ, Тюмень. - С.23-30.

4. Фролов А.А., Овчинников П.В., Вялов В.В. Совершенствование технологий и технических средств для цементирования скважин на месторождениях Крайнего Севера. - Изв. ВУЗов, Нефть и газ, 2000, 5, ТНГГУ, Тюмень. - С.38-43.