способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн

Формула изобретения

Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны, включающий закачку в зону изоляции минерального вяжущего - жидкого стекла и жидкости отверждения с последующим докреплением цементным раствором, отличающийся тем, что сначала в скважину закачивают нефть для вытеснения воды, затем закачивают раствор жидкого стекла с жидкостью отверждения кремнефтористым натрием, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

жидкое стекло	Na2 SiO3	88-86
кремнефтористый натрий	Na2 SiF6	12-14

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам восстановления герметичности эксплуатационных колонн скважин, эксплуатирующих нефтяные и газовые залежи. Обеспечивает создание высокоэффективного способа восстановления герметичности эксплуатационных колонн и ликвидации межколонных перетоков.

Известен способ восстановления герметичности обсадных колонн цементированием под давлением, заключающийся в закачке тампонирующей смеси в колонну обсадных труб, заполненную промывочной жидкостью, и последующей задавке этой смеси в зону негерметичности (Восстановление герметичности обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах. - М: ВНИИОЭНГ. - сер. «Бурение», 1972. С.49-55).

К недостатку этого способа можно отнести слабую адгезию тампонажного состава к стенкам изолируемого канала, обусловленную наличием на стенках канала промывочной жидкости.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ восстановления негерметичности заколонного пространства путем закачки в зону изоляции минерального вяжущего - жидкого стекла, в качестве жидкости отверждения - водного раствора хлористого кальция, с последующим созданием ей оторочки Продуктом 119-204 и докреплением цементным раствором (патент РФ № 2116432, МПК⁶ Е21В 33/13. Заявл. 28.08.97. Опубл. 27.07.98. А.А.Комаров, А.В.Бодрягин и др.).

Данный способ обладает недостаточной надежностью изоляции, так как закачка жидкого стекла, а в качестве жидкости отверждения - хлористого кальция, создает гель, который не обеспечивает создание экрана для изоляции пластовой воды. Продукт 119-204 при взаимодействии с водой не создает 100% водоизоляции пласта и не может обеспечить герметичность обсадной колонны.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка способа, направленного на повышение эффективности и снижение сроков проведения водоизоляционных работ при ограничении водопритока, восстановление герметичности обсадных колонн, восстановление герметичности заколонного пространства, а также для изоляционных работ при бурении скважин в условиях интенсивного водопроявления.

Техническим результатом является повышение надежности изоляции при ликвидации негерметичности обсадной колонны в интервале скважины, расположенном выше продуктивной зоны.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе восстановления герметичности эксплуатационной колонны, включающем закачку в зону изоляции минерального вяжущего - жидкого стекла, и жидкости отверждения с последующим докреплением цементным раствором, в отличие от известного сначала в скважину закачивают нефть для вытеснения воды, затем закачивают раствор жидкого стекла и кремнефтористого натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Жидкое стекло Na 2SiO3	88-86
Кремнефтористый натрий Na2SiF6	12-14

Данный способ основан на создании зоны кольматации в водопроявляющих пластах, прилегающих к интервалу негерметичности эксплуатационной колонны. Кольматация достигается закачкой раствора жидкого стекла с кремнефтористым натрием за счет его проникновения в поры и трещины пласта, где происходит его отверждение за счет химической реакции между жидким стеклом и кремнефтористым натрием. Окончательное блокирование зоны негерметичности обеспечивается закачкой цементного раствора.

Основным компонентом раствора является жидкое стекло Na₂SiO₃ ГОСТ 13078-81. Товарное жидкое стекло - вязкая жидкость плотностью 1280-1400 кг/м ³, концентрацией 48%, модуль стекла - 2,44.

Кремнефтористый натрий (гексафторосиликат натрия - Na₂ SiF₆), ТУ 113-08-585-86, служит для образования высокопрочного нерастворимого в воде кремнегеля.

Способ осуществляется следующим образом.

По геофизическим данным выявляют место негерметичности, глушат скважину, из скважины извлекают подземное оборудование, производят промывку забоя, устанавливают песчаный мост выше интервала перфорации и цементный мост высотой 5-10 м. В скважину в заданный интервал спускают пакер 2ПД-ЯГ на 10-15 м выше интервала негерметичности. До начала закачки реагентов уточняют приемистость интервала негерметичности. После этого в скважину через НКТ сначала закачивают расчетное количество нефти для вытеснения воды из зоны изоляции из расчета 2 м ³ нефти на 1 м эффективной толщины, затем с помощью другого агрегата закачивают расчетное количество раствора жидкого стекла и кремнефтористого натрия из расчета 1 м³ раствора на 1 м эффективной толщины пласта для перового коллектора с пористостью от 20% до 25%. Закачку ведут в течение 4-6 часов при постоянном контроле за давлением нагнетания и приемистостью.

По окончании закачки раствора жидкого стекла и кремнефтористого натрия производят докрепление интервала изоляции цементным раствором в объеме от 2 м³ до 5 м³ и оставляют для затвердения состава и цементного камня на 24-36 часов, производят опрессовку колонны, разбуривание цементного моста и вымыв песка из эксплуатационной колонны.

Для экспериментов по проверке качества изоляции (таблица) данным способом отбирались образцы кварцевого песка, которые предварительно высушивались в сушильном шкафу до постоянного веса и спрессовывались в цилиндрические формы при давлении 12 МПа. Образец насыщался пластовой водой минерализацией 18 г/л под вакуумом и помещался в кернодержатель установки, моделирующей пластовые условия апт-сеноманских отложений, где присутствуют основные водоносные комплексы.

Через образец фильтровалась пластовая вода и определялась фазовая проницаемость по пластовой воде. После определения проницаемости пластовая вода вытеснялась керосином, который замещался раствором жидкого стекла с кремнефтористым натрием до полного затухания фильтрации. Опыт останавливался для выдержки образца на реагирование от 24 до 36 часов при сохранении пластовых условий. После затвердения состава с обратной стороны образца прикладывалось давление от 5 МПа до 8 МПа, что соответствует депрессиям на продуктивные пласты при разработке апт-сеноманских газовых залежей севера Западной Сибири. При увеличении мас.% кремнефтористого натрия от 12% и выше происходила полная закупорка порового пространства коллектора закаченным раствором и фильтрация пластовой воды полностью прекращалась.

Таблица
Результаты экспериментов по закачке раствора в образцы
Номер образца	Состав раствора, мас.%	Проницаемость по пластовой воде, К·10-3 мкм 2	Коэффициент закупорки пор, доли ед.
первоначальная	после закачки раствора
	Жидкое стекло	91,0
1	Кремнефтористый натрий	9,0	194,5	9,3	0,95
	Жидкое стекло	89,0
2	Кремнефтористый натрий	11,0	288,5	8,5	0,97
	Жидкое стекло	88,0
3	Кремнефтористый натрий	12,0	212,4	0	полная закупорка
	Жидкое стекло	86,0
4	Кремнефтористый натрий	14,0	266,2	0	полная закупорка