способ уплотнения крепи газовых скважин

Формула изобретения

Способ уплотнения крепи газовых скважин, включающий обработку цементного камня путем закачивания в затрубное пространство водного раствора электролита - сернокислого алюминия, с последующим созданием дополнительного давления, отличающийся тем, что указанную обработку осуществляют путем последовательной закачки электролита -силиката натрия плотностью 1096-1265 кг/м³, разделительной буферной жидкости и водного раствора сернокислого алюминия плотностью 1094-1333 кг/м³.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ (РИР) в газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах в процессе их бурения и эксплуатации для восстановления газогерметичности крепи, а именно цементного кольца.

Причинами негерметичности (газоводопроницаемости) цементного кольца в заколонном пространстве являются пористость цементного камня, а также поперечные и продольные трещины (щелевые дефекты) в нем.

Работы по восстановлению газогерметичности цементного кольца с целью предупреждения и ликвидации межколонных и заколонных газопроявлений заключаются в изоляции дефектного интервала путем закачивания под давлением различных закупоривающих и кольматирующих агентов: тампонажного раствора, растворов-полимеров и химических реагентов как на водной, так и на углеводородной основе (Серенко И.А. и др. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. М., Недра, 1988, с. 110-118).

Основным критерием выбора вида изоляционного материала является состояние пористой среды (цементного камня) изолируемого интервала скважины, характеризуемое как удельная приемистость скважины при закачивании жидкостей и газов (м³/ч МПа).

Известно, что хорошие результаты при высокой удельной приемистости скважины, например 1,39 м³/чМПа и более, дают работы по снижению поглощающей способности скважины перед проведением РИР, заключающиеся в закачивании в интервал изоляции различных тампонажных материалов, вплоть до намыва наполнителя с последующим проведением изоляционных работ (Серенко И.А. и др. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. М., Недра, 1988, с.110-118).

При удельной приемистости менее 0,6 м³/ч МПа перед осуществлением изоляционных мероприятий проводят работы по повышению поглощающей способности скважины: дренирование, кислотные обработки и др. (Правила ведения ремонтных работ в скважинах. РД 153.39.023-97, Краснодар, АО "НПО" Бурение". 1997).

Анализ проведенных работ показал, что известные способы и составы для уплотнения крепи газовых скважин (ликвидация негерметичности цементного кольца) не учитывают в достаточной мере состояние пористой среды (цементного камня) в заколонном пространстве скважины.

В результате проведенных исследований выявлено, что:

- для восстановления газогерметичности интервалов цементного кольца с удельной приемистостью от 0,5 до 1010^-2 м³/чМПа наилучшие результаты дает использование в качестве изоляционного материала полимерных тампонажных материалов, а также полимерных растворов, например 30%-ный раствор латекса, растворы смол ТСД-10 и ТС-10, растворы гипана и полиакриламида;

- для восстановления газогерметичности цементного кольца с удельной приемистостью ниже 110^-2 м³/чМПа применяется способ уплотнения крепи газовых скважин, включающий обработку цементного камня путем закачивания в затрубное пространство водного раствора неорганической соли, например раствора сернокислого алюминия, с последующим созданием дополнительного давления (патент РФ 2166613, 7 МПК Е 21 В 33/138, опубл. 10.05.2001, Б.И. 13);

- при удельной приемистости цементного камня в пределах от 10^-2 до 110^-2 м³/чМПа использование вышеприведенных изоляционных материалов и растворов не обеспечивает надежную газогерметизацию цементного камня.

Таким образом, ликвидация газопроявлений в скважинах с удельной приемистостью в пределах от 210^-2 до 110^-2 м³/чМПа остается проблемной задачей.

Известен способ уплотнения колонн газовых скважин, включающий обработку поверхности обсадной колонны в газовой среде путем закачивания в затрубное пространство закупоривающего агента на водной основе - водного раствора омыленного таллового пека с концентрацией 18-25 мас.% с одновременной или последовательной подачей раствора хлоридов кальция или магния плотностью 1040-1300 кг/м³ или пластовой воды хлоркальциевого типа плотностью 1040-1190 кг/м³ с последующей продувкой скважины газом. (А.с. СССР 1521860, 4 МКИ Е 21 В 33/138, опубл. 15.11.89, Б.И. 42).

Известный способ может использоваться при удельной приемистости скважины по воде от 5110^-2 до 17,410^-2 м³/чМПа. При более низкой удельной приемистости скважины этот способ невозможно использовать вследствие значительной вязкости герметизирующего состава.

Известен также способ для уплотнения колонн газовых скважин при появлении межколонного давления, включающий обработку поверхности обсадной колонны путем последовательного закачивания в затрубное пространство закупоривающего агента и водного раствора электролита с последующей продувкой скважины газом, закупоривающий агент предварительно готовят путем диспергирования таллового пека в концентрации 20-30 мас.% в водном растворе моноэтаноламиновой соли жирных кислот (С₂₁-С₂₅) концентрацией 5-7 мас.%.

Герметизация неплотностей соединения колонны скважины и цементного кольца осуществляется агентом, образующимся при взаимодействии раствора таллового пека с электролитом. (А.с. СССР 1737103, 5 МКИ Е 21 В 33/138, опубл. 30.05.92, Б.И. 20).

Данный способ применим для уплотнения негерметичности обсадной колонны и цементного кольца при более низкой удельной приемистости по воде от 210^-2 до 2,510^-2 м³/чМПа без проведения предварительных операций по повышению поглощающей способности.

Однако применение указанного способа для уплотнения крепи скважины, в частности для герметизации цементного кольца, при удельной приемистости скважины по воде в пределах от 2,010^-2 до 1,010^-2 м³/чМПа не представляется возможным. Это объясняется малой глубиной проникновения изоляционного материала в имеющиеся микротрещины и поры цементного камня в проницаемом интервале из-за его высоких вязкостных свойств. Указанный способ может быть использован только после проведения дополнительных работ по увеличению удельной приемистости скважины.

Наиболее близким к заявляемому по назначению и совокупности существенных признаков является способ уплотнения крепи газовых скважин, включающий обработку цементного камня путем закачивания в затрубное пространство водного раствора электролита, в качестве которого используют раствор неорганической соли - сернокислого алюминия в концентрации 9,0-23,0 мас.%, образующий нерастворимый или труднорастворимый осадок при взаимодействии с гидроксидом кальция цементного камня, с последующим созданием дополнительного давления, которое создают не ранее чем через 2 ч после закачивания раствора. (Патент РФ 2166613, 7 МПК Е 21 В 33/138, опубл. 10.05.2001, Б.И. 13 - прототип).

Данный способ уплотнения крепи скважин не обеспечивает восстановления герметичности в виду того, что образующиеся в результате взаимодействия сернокислого алюминия с гидроксидом кальция продукты реакции не обеспечивают при сравнительно большей удельной приемистости скважины по воде в пределах от 210^-2 до 110^-2 м³/чМПа закупорку микротрещин и пор цементного камня.

Заявляемое изобретение решает задачу обеспечения герметичности цементного кольца при малой удельной приемистости скважины по воде в пределах от 210^-2 до 110^-2 м³/чМПа без проведения предварительных операций по ее повышению.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом способе уплотнения крепи газовых скважин, включающем обработку цементного камня путем закачивания в затрубное пространство водного раствора электролита - сернокислого алюминия, с последующим созданием дополнительного давления, обработку осуществляют путем последовательной закачки электролита - силиката натрия плотностью 1096-1265 кг/м³, разделительной буферной жидкости и водного раствора сернокислого алюминия плотностью 1094-1333 кг/м³.

Отличием заявляемого способа уплотнения крепи газовых скважин является то, что обработку цементного камня осуществляют путем последовательной закачки электролита - силиката натрия плотностью 1096-1265 кг/м³, разделительной буферной жидкости и водного раствора сернокислого алюминия плотностью 1094-1333 кг/м³.

Авторами экспериментально установлено, что при закачивании раствора силиката натрия в результате его взаимодействия с гидроксидом кальция (Са(ОН)₂ - основным минералом цементного камня) образуются силиказоли, имеющие малую вязкость от 1510^-4 до 2010^-4Пас, легко проникающие в поры и трещины цементного камня, которые по истечении 3-5 ч превращаются в силикагели.

Растворы силиката натрия и сернокислого алюминия при закачивании также легко проникают в мелкие трещины и поры цементного камня благодаря их вязкости, близкой к вязкости воды.

Взаимодействие компонентов электролита с минералом Са(ОН)₂ происходит в следующей последовательности (с образованием нерастворимых или труднорастворимых осадков).

- При закачивании в цементный камень раствора силиката натрия в нем создается щелочная среда и происходит предварительная реакция до образования нерастворимого осадка силиката кальция СаSiO₃ и золя кремневой кислоты H₂SiO₃ в соответствии со следующим уравнением:



- При закачивании в цементный камень раствора сернокислого алюминия в порах цементного камня происходит постепенный переход от щелочной среды до кислой. При взаимодействии сернокислого алюминия с минералом Са(ОН)₂ в результате реакции происходит образование нерастворимого осадка сульфата кальция СаSO₄ и гидроокиси алюминия Аl(ОН)₃ в соответствии со следующим уравнением:



Одновременно на границе раздела растворов силиката натрия и сернокислого алюминия происходит образование алюмината натрия NaAlO₂, и по мере создания кислой среды в цементном камне в результате реакции происходит последующее образование кристаллического осадка гидроаргиллита Аl₂О₃3Н₂О в соответствии с уравнением

Na(OH)+Аl(ОН)₃-->NaAlO₂+2Н₂O

Н₂O+NаАlО₂-->Na(OH)+НАlO₂,

где НАlO₂ - гидроокись алюминия, которая в щелочной среде ведет себя как кислота и образует при гидролизе гидроаргиллит в соответствии с уравнением



Закачивание разделительной буферной жидкости, в качестве которой используется, например, техническая вода плотностью 1000 кг/м³, препятствует досрочному смешению силиката натрия и сернокислого алюминия, не допуская образования алюмината натрия в скважине в процессе закачивания. При этом происходит некоторое изменение плотности электролита.

Именно такая последовательность закачивания растворов имеет важное значение, т. к. в случае первоочередного закачивания раствора сернокислого алюминия в пористую среду цементного камня произойдет его взаимодействие с минералом камня с выпадением в осадок малорастворимых солей в соответствии с уравнением



При удельной приемистости от 1010^-2 до 110^-2 м ³/чМПа надежного закупоривания среды в случае применения раствора сернокислого алюминия не достигается. Последующее закачивание раствора силиката натрия и его взаимодействие с продуктами реакции не дает гелеобразования из-за отсутствия кислой среды в цементном камне, что не обеспечивает надежной изоляции. Эффективность работ по уплотнению крепи скважин значительно выше, когда сначала закачивают раствор силиката натрия, а затем раствор сернокислого алюминия.

Технический результат, получаемый от использования отличительных признаков, состоит в обеспечении возможности проникновения образующегося силиказоля за счет малой вязкости раствора в поры и микротрещины цементного камня с образованием кольматирующего материала - силикагеля - и образования алюмината натрия непосредственно в цементном камне с последующим выпадением в осадок кристаллического аргиллита.

Силикат натрия представляет собой вязкую жидкость от светло-желтого до желтовато-коричневого цвета плотностью от 1360 до 1500 кг/м³, выпускается по ГОСТ 13075-81.

Известно использование силиката натрия в качестве реагента, применяемого при химическом закреплении грунтов - двухрастворный способ силикатизации, заключающийся в поочередном нагнетании в грунт двух растворов через систему забитых металлических трубок (Ржаницын Б.А. Химическое закрепление грунтов в строительстве. М.: Стройиздат, 1986, с. 42-54).

В результате химической реакции, происходящей между раствором силиката натрия и растворами неорганических солей, в порах грунта выделяется гидрогель кремневой кислоты, и грунт быстро и прочно закрепляется.

Известно также применение силиката натрия в рецептурах алюмосиликатных растворов, основанных на взаимодействии раствора силиката натрия и алюмината натрия, в результате которого образуется алюмосиликатный золь, имеющий вязкость от 2310 ^-4 до 3010 ^-4 Пас, близкую к вязкости воды, что является важным фактором при проведении инъекции в грунты с малой проницаемостью, и со временем превращающийся в алюмосиликагель (Ржаницын Б.А. Химическое закрепление грунтов в строительстве. М.: Стройиздат, 1986, с. 42-54). Время гелеобразования алюмосиликатного золя зависит от соотношения объемов раствора силиката натрия и алюмината натрия.

Следует отметить, что для получения алюмосиликатного раствора, применяемого для закрепления грунтов, необходимо иметь готовый раствор алюмината натрия. Однако известно, что растворы алюмината натрия являются нестойкими и по истечении некоторого времени из них самопроизвольно выделяется гидроокись алюминия.

В заявляемом техническом решении в отличие от известного закачиваемые растворы силиката натрия и сернокислого алюминия вступают в реакцию как с минералом цементного камня, так и между собой. При этом образование раствора алюмината натрия происходит в цементном камне (т.е. непосредственно в пластовых условиях) с дальнейшим выпадением кристаллического осадка гидроаргиллита, что значительно повышает эффективность работ по уплотнению крепи скважин.

В доступных источниках патентной и другой научно-технической информации сведений о технических решениях, содержащих признаки, совпадающие с отличительными признаками заявляемого изобретения и дающие аналогичный технический результат, не выявлено. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию "изобретательский уровень".

Эффективность предлагаемого способа исследовали в лабораторных условиях.

ПРИМЕР. Обработке подвергали образцы цементного камня, представляющие собой усеченный конус высотой 85 мм и диаметрами 40 мм и 45 мм с удельной приемистостью по воде от 10² до 1010^-2 м³/чМПа.

Для испытания были приготовлены водные растворы:

- раствор сернокислого алюминия плотностью от 1083 до 1333 кг/м³;

- раствор силиката натрия плотностью от 1086 до 1274 кг/м³.

В качестве разделительной буферной жидкости использовали техническую воду плотностью 1000 кг/м³.

Исследования проводили на установке, аналогичной установке, описанной в работе (Данюшевский В.С. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам. М., Недра, 1987, с. 275-285), позволяющей прокачивать через образцы цементного камня приготовленные растворы при различных давлениях с замером их приемистости.

Поскольку образование гидроокиси алюминия в цементном камне является протяженным во времени процессом, создание дополнительного давления производили через 2, 6 и 20 ч после первого закачивания растворов электролита при всевозрастающих давлениях.

Условия проведения и результаты экспериментов приведены в таблице.

Как видно из таблицы, растворы по предлагаемому способу уплотнения крепи скважин имеют меньшую вязкость и, следовательно, хорошую прокачиваемость в пористую среду с приемистостью от 210^-2 до 110^-2 м³/чМПа и обеспечивают газогерметичность пористой среды. Изолирующий агент согласно способу по прототипу (патент РФ 2166613) закачать в образцы цементного камня при аналогичных условиях не удалось.

Результаты экспериментов показали, что:

- наибольшую эффективность из испытанных растворов согласно предлагаемому способу имеют растворы силиката натрия плотностью 1096-1265 кг/м³ и сернокислого алюминия плотностью 1094-1333 кг/м³;

- оптимальное содержание буферной жидкости в объемных долях к раствору силиката натрия находится в соотношении от 1:10 до 1:20%.

Если объем буферной жидкости составит менее необходимого, например при соотношении 1: 50, то газогерметичность цементного камня не может быть достигнута вследствие преждевременного загустевания герметизирующего состава в процессе закачивания.

Если же объем буферной жидкости составит более необходимого, например при соотношении 1:8, то эффект кольматации ослабится за счет замедления реакции между компонентами вследствие их значительного разбавления.

В результате исследований дополнительно выявлено, что предлагаемый способ обеспечивает газогерметичность пористой среды в более широких пределах приемистости, а именно от 1010^-2 до 110^-2 м³/чМПа.

Закачивание водных растворов электролита (создание дополнительного давления) можно осуществлять неоднократно. Это позволяет обеспечить более полную кольматацию изолируемого интервала, т.е. более качественное уплотнение цементного камня, и таким образом обеспечить его надежную газогерметичность.

Применение предлагаемого способа уплотнения крепи газовых скважин позволит восстановить газогерметичность цементного камня и предотвратить межколонные перетоки в более широких пределах удельной приемистости.