способ герметизации эксплуатационной колонны

Формула изобретения

Способ герметизации эксплуатационной колонны, включающий спуск в скважину технологической колонны труб, последовательную закачку по колонне труб двух компонентов водоизолирующего состава, разделенных пробками, с подъемом первого компонента при выходе из колонны труб по затрубному пространству и последующую их совместную закачку в интервал нарушения эксплуатационной колонны продавочной жидкостью по трубному и затрубному пространствам, отличающийся тем, что технологическую колонну труб снаружи перед спуском оснащают пакером, а выше пакера - корпусом, сообщенным с колонной труб и через подпружиненный клапан, пропускающий снаружи внутрь, - с затрубным пространством, причем после подъема первого компонента по затрубному пространству затрубное пространство изолируют пакером выше интервала нарушения с удельной приемистостью от 0,5 до 2,0 м³ /(ч·MПa), при этом при совместной закачке компонентов водоизолирующего состава первый компонент из затрубного пространства закачивают для смешения дозированно в необходимой пропорции через подпружиненный клапан и корпус во второй компонент, закачиваемый по трубному пространству.

Описание изобретения к патенту

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам производства ремонтно-изоляционных работ в скважине, и предназначено для герметизации эксплуатационной колонны.

Известен способ изоляции притока вод в нефтяную скважину (а. с. № 661102, МПК E21B 33/13, опубл. 05.05.1979 г., бюл. № 17). Согласно способу, спускают НКТ с открытом концом ниже интервала перфорации, после этого по НКТ закачивают серную кислоту, а по межтрубному пространству - углеводородную жидкость в соотношении с кислотой 1:1. После закачки расчетного объема углеводородной жидкости и кислоты ведут совместную продавку смеси в пласт.

Недостатками известного способа являются плохое перемешивание компонентов смеси и невозможность их точного дозирования в необходимой пропорции при смешивании, как следствие, неоднородность смеси, приводящая к ухудшению качества получаемого тампонирующего материала и дополнительным затратам на приобретение компонентов смеси для получения ожидаемого результата. Создается повышенный риск в процессе смешения компонентов смеси: при незначительном изменении соотношения компонентов происходит резкое изменение времени отверждения вплоть до мгновенного отверждения. Кроме того, трудно фиксировать момент, когда оба компонента дошли до открытого конца НКТ. Данный момент фиксируется только объемным методом, при этом сложно учесть объем жидкости, оставшейся в емкости, нагнетательной линии и насосе. Неточное его фиксирование может привести к размещению углеводородной жидкости выше или ниже серной кислоты в эксплуатационной колонне, что делает невозможным смешение всего объема серной кислоты с углеводородной жидкостью, и, как следствие, это ведет к отверждению тампонажной смеси не во всем объеме. При совместной закачке смеси в пласт второй компонент не только плохо перемешивается с первым, но и разбавляется продавочной жидкостью, что ведет к ухудшению качества изоляции. Таким образом, известный способ является малоэффективным.

Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции поглощающих пластов в нефтяную скважину (а.с. № 823559, МПК E21B 33/138, опубл. 23.04.1981 г., бюл. № 15), включающий спуск в скважину технологической колонны труб, последовательную закачку по колонне труб двух компонентов водоизолирующего состава, разделенных пробками, с подъемом первого компонента при выходе из колонны труб по затрубному пространству и последующую их совместную закачку в интервал нарушения эксплуатационной колонны продавочной жидкостью по трубному и затрубному пространствам.

Недостатками известного способа являются плохое перемешивание компонентов водоизолирующего состава и невозможность их точного дозирования в необходимой пропорции при смешивании, как следствие, неоднородность состава, приводящая к ухудшению качества получаемого водоизолирующего состава и дополнительным затратам на проведение повторных работ. Кроме того, создается повышенный риск в процессе смешения компонентов водоизолирующего состава: при незначительном изменении соотношения компонентов происходит резкое изменение времени отверждения вплоть до мгновенного отверждения. Таким образом, известный способ имеет малую эффективность ввиду невозможности равномерного распределения, смешения компонентов водоизолирующего состава и точного дозирования компонентов в необходимой (выбранной) пропорции.

Технической задачей предложения является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ при герметизации эксплуатационной колонны за счет равномерного распределения, смешения компонентов водоизолирующего состава при одновременном обеспечении безопасного проведения ремонтно-изоляционных работ.

Техническая задача решается способом герметизации эксплуатационной колонны, включающим спуск в скважину технологической колонны труб, последовательную закачку по колонне труб двух компонентнов водоизолирующего состава, разделенных пробками, с подъемом первого компонента при выходе из колонны труб по затрубному пространству и последующую их совместную закачку в интервал нарушения эксплуатационной колонны продавочной жидкостью по трубному и затрубному пространствам.

Новым является то, что технологическую колонну труб снаружи перед спуском оснащают пакером, а выше пакера - корпусом, сообщенным с колонной труб и через подпружиненный клапан, пропускающий снаружи внутрь, - с затрубным пространством, причем после подъема первого компонента по затрубному пространству затрубное пространство изолируют пакером выше интервала нарушения с удельной приемистостью от 0,5 до 2,0 м³/(ч·МПа), при этом при совместной закачке компонентов водоизолирующего состава первый компонент из затрубного пространства закачивают для смешения дозированно в необходимой пропорции через подпружиненный клапан и корпус во второй компонент, закачиваемый по трубному пространству.

На чертеже представлен способ герметизации эксплуатационных колонн.

Способ реализуется следующим образом.

Поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны 1 выявляют интервал нарушения 2 эксплуатационной колонны 1. После выявления интервала нарушения 2 эксплуатационной колонны 1 устанавливают пакер-пробку (на чертеже не показан) ниже интервала нарушения 2. Для осуществления способа могут применяться двухкомпонентные составы, состоящие из отвердителя и основного компонента, например:

- ацетоноформальдегидная смола (ТУ 2228-006-48090685-2002) плотностью 1200 кг/м³ и 10%-ный водный раствор едкого натра плотностью 1115 кг/м³;

- смола полимерной композиции «БАРС» плотностью 1040-1070 кг/м ³ и отвердитель по ТУ 2221-081-26161597-2011 плотностью от 1110 до 1130 кг/м³;

- кремнийорганический продукт 119-296И (ТУ 2229-519-05763441-2009) плотностью 990-1010 кг/м³ и 6%-ная соляная кислота плотностью 1030 кг/м ³ и т.д.

Заполняют скважину продавочной жидкостью плотностью, равной или больше плотности первого компонента водоизолирующего состава, и после выхода продавочной жидкости плотностью, равной или больше плотности первого компонента водоизолирующего состава, из затрубного пространства на поверхность закрывают затрубную задвижку. Определяют удельную приемистость интервала нарушения 2. Далее скважину оставляют в покое на 30 мин с целью контроля поглощения в скважине. По истечении этого времени открывают затрубную задвижку, из мерной емкости закачивают продавочную жидкость с выходом ее из затрубного пространства на поверхность скважины, в другую мерную емкость (на чертеже не показана). По разности количества закачиваемой и выходящей из скважины продавочной жидкости определяют наличие поглощения. При удельной приемистости от 0,5 до 2,0 м³/(ч·МПа) по таблице выбирают общий объем водоизолирующего состава, который устанавливается при проведении опытно-промысловых работ на скважинах.

Таблица
Удельная приемистость, м3/(ч·МПа) в пределах	Объем двухкомпонентного водоизолирующего состава, м3
от 0,5 до 1,0	от 1 до 2
от 1,0 до 2,0	от 2 до 4

Если удельная приемистость более 2,0 м³ /(ч·МПа), производят ремонтно-изоляционные работы с использованием известной технологии, например закачкой ВНП и цементного раствора с оставлением цементного моста. После разбуривания цементного моста производят опрессовку интервала нарушения 2 (на чертеже не показан). В случае негерметичности эксплуатационной колонны 1 при удельной приемистости интервала нарушения от 0,5 до 2,0 м³/(ч·МПа) и отсутствии поглощения продавочной жидкости плотностью, равной или больше плотности первого компонента водоизолирующего состава, производят ремонтно-изоляционные работы предложенным способом.

Технологическую колонну труб 3 снаружи перед спуском оснащают пакером 4, а выше пакера 4 - корпусом 5, сообщенным с колонной труб 3 и через подпружиненный клапан 6, пропускающий снаружи внутрь, - с затрубным пространством 7. Пружину 8 регулируют на полное открытие клапана 6 при давлении, равном или больше приемистости интервала нарушения 2 скважины. Спускают технологическую колонну труб 3 с пакером 4 и корпусом 5, при этом на первой от низа трубе устанавливают кольцо 9. После спуска технологической колонны труб 3 производят установку первой разделительной пробки (на чертеже не показана), закачивают первый компонент 10 водоизолирующего состава и буфер из продавочной жидкости 11. Далее устанавливают вторую разделительную пробку 12 и закачивают второй компонент 13 водоизолирующего состава в предварительно подобранной пропорции. После установки третьей разделительной пробки 14 закачивают компоненты водоизолирующего состава продавочной жидкостью 15 до повышения давления на 0,5-1,0 МПа от первоначального, свидетельствующего о том, что первый компонент 10 и буфер из продавочной жидкости 11 находятся в нижней части колонны труб 3. При этом первая разделительная пробка перекрывает отверстие кольца 9. Давление продолжает повышаться, и под действием избыточного давления 1,5-2,0 МПа разделительная пробка (на чертеже не показана) проходит через кольцо 9. Далее продолжают закачивать продавочную жидкость 15 с замером из мерной емкости. При этом продавочная жидкость 15, первый компонент 10 и часть буфера из продавочной жидкости 11 через открытый конец 16 колонны труб 3 поднимается в затрубное пространство 7. Далее продавочная жидкость 15 выходит на поверхность скважины в другую мерную емкость с замером до повышения давления на 0,5-1,0 МПа от первоначального. Закачивание продавочной жидкости 15 прекращают, закрывают трубную задвижку, герметизируя трубное пространство 17 от затрубного 7. Благодаря герметичному перекрытию трубного пространства 17 в колонне труб 3 не происходит свободного перемещения жидкостей из затрубного пространства 7 в колонну труб 3 (в том случае, когда плотность первого компонента больше плотности второго), что позволяет исключить относительное смещение уровней первого компонента 10 и второго компонента 13, обеспечив их дальнейшие смешение во всем объеме. По разности количества закачиваемой и выходящей из скважины продавочной жидкости 15 дополнительно определяют наличие поглощения. Лишь после этого пакером 4 изолируют затрубное пространство 7 выше интервала нарушения 2. Далее открывают трубную задвижку и в колонне труб 3 плавно повышают давление - на 1,5-2,0 МПа выше давления приемистости интервала нарушения 2, вторая разделительная пробка 12 проходит через кольцо 9. Далее по трубному пространству 17 под давлением закачивают второй компонент 13 водоизолирующего состава. Одновременно плавно повышают давление в затрубном пространстве 7 до давления, равного или больше приемистости интервала нарушения 2 скважины, при этом подпружиненный клапан 6 открывается, и первый компонент 10 водоизолирующего состава проходит через отверстие 18 в полость 19 корпуса 5, в котором происходит перераспределение первого компонента 10 водоизолирующего состава по перфорационным отверстиям 20 колонны труб 3, приводящее к дроблению потока первого компонента 10 на тонкие струи и его дальнейшему дозированному поступлению под давлением в необходимой пропорции в колонну труб 3 перпендикулярно потоку второго компонента 13, закачиваемого по трубному пространству 17. В результате при смешении в колонне труб 3 двух потоков компонентов водоизолирующего состава происходит интенсивное соударение частиц смешивающихся компонентов водоизолирующего состава, которое способствует более равномерному распределению и смешению компонентов водоизолирующего состава в колонне труб 3. После выхода первого компонента 10 из затрубного пространства 7 закачивание продавочной жидкости 15 прекращают. Клапан 6 под действием пружины 8 возвращается в исходное положение, герметизируя затрубное пространство 7 от трубного пространства 17. Одновременно повышается давление - на 0,5-1,0 МПа выше давления закачивания в трубном пространстве 17, при котором третья разделительная пробка 14 перекрывает отверстие кольца 9. Давление продолжает повышаться, и при давлении на 1,5-2,0 МПа выше давления закачивания в трубном пространстве 17 третья разделительная пробка 14 (на чертеже не показана) проходит через кольцо 9. Полученный водоизолирующий состав продавливают в интервал нарушения 2 с оставлением моста, срывают пакер 4 и производят контрольную промывку скважины до чистой воды закачкой по затрубному пространству 7 продавочной жидкости 15 в объеме не менее 1,5 объема технологической колонны труб 3. После контрольной промывки скважины производят полный подъем технологической колонны труб 3 с пакером 4 и корпусом 5. Скважину оставляют на время структурирования водоизолирующего состава. Затем путем спуска технологической колонны труб определяют интервал размещения образовавшегося моста (на чертеже не показан) и разбуривают его. Далее производят испытания эксплуатационной колонны на герметичность под давлением и снижением уровня жидкости свабированием.

Примеры промышленного использования предлагаемого способа в скважине.

Пример 1. Работы проводили в нефтедобывающей скважине с эксплуатационной колонной 1 с условным диаметром 168 мм по ГОСТ 632-80, текущим забоем 1390 м и интервалом перфорации 1340-1330 м продуктивного пласта (на чертеже не показан). Поинтервальной опрессовкой был выявлен интервал нарушения 2 на глубине 1260-1261 м. На глубине 1270 м установили пакер-пробку марки СТА. Для осуществления способа применяли двухкомпонентный состав, например ацетоноформальдегидную смолу (ТУ 2228-006-48090685-2002) плотностью 1200 кг/м³ и 10%-ный водный раствор едкого натра плотностью 1115 кг/м ³. Заполнили скважину продавочной жидкостью 15 плотностью 1115 кг/м³ и после выхода продавочной жидкости 15 из затрубного пространства 7 на поверхность закрыли затрубную задвижку. Определили приемистость интервала нарушения 2 закачиванием 6 м³ продавочной жидкости 15, приемистость составила 289 м³/сут при давлении 6,0 МПа, удельная приемистость - 2,0 м³/(ч·МПа). Далее скважину оставили в покое на 30 мин. По истечении этого времени открыли затрубную задвижку, из мерной емкости закачали продавочную жидкость 15 плотностью 1115 кг/м³ в объеме 0,1 м³ с выходом ее из затрубного пространства 7 на поверхность скважины в другую мерную емкость. При этом объем продавочной жидкости 15 на выходе из затрубного пространства 7 составил 0,1 м³, т.е. поглощение отсутствовало. При удельной приемистости интервала нарушения 2,0 м³/(ч·МПа) по таблице выбрали общий объем водоизолирующего состава, который составил 4 м³ . При реализации способа технологическую колонну труб 3 снаружи перед спуском оснастили шлипсовым пакером 4 типа ПШ-168 (разработка АзИНМАШа, конструкции ОКБ), а выше пакера 4 - корпусом 5, сообщенным с колонной труб 3 и через подпружиненный клапан 6, пропускающий снаружи внутрь, - с затрубным пространством 7. Пружину 8 отрегулировали на полное открытие клапана 6 при повышении давления, равном приемистости интервала нарушения, т.е. на 6,0 МПа. Произвели спуск технологической колонны труб 3 с условным диаметром 73 мм с пакером 4 и корпусом 5 на глубину 1230 м. При этом на первой от низа трубе установили кольцо 9 с внутренним диаметром 55 мм. После спуска технологической колонны труб 3 с пакером 4 и корпусом 5 в колонне труб 3 установили первую разделительную пробку (на чертеже не показана). Закачали 0,57 м³ 10%-ного водного раствора едкого натра 10 плотностью 1115 кг/м³ и 0,1 м³ буфера из продавочной жидкости 11 плотностью 1115 кг/м³. Затем установили вторую разделительную пробку 12, закачали 3,43 м ³ ацетонформальдегидной смолы АЦФ-75 13. Пропорция ацетонформальдегидной смолы 13 и 10%-ного водного раствора едкого натра 10 составила 6:1. После установки третьей разделительной пробки 14 произвели закачку компонентов водоизолирующего состава продавочной жидкостью 15 плотностью 1115 кг/м³ до повышения давления на 1,0 МПа от первоначального, которое свидетельствовало о том, что 0,57 м³ 10%-ного водного раствора едкого натра 10 плотностью 1115 кг/м³ и 0,1 м³ буфера из продавочной жидкости 11 плотностью 1115 кг/м³ находятся в нижней части колонны труб 3. Давление продолжает повышаться, и под воздействием избыточного давления 2,0 МПа первая разделительная пробка прошла через кольцо 9. После этого продолжали закачивать продавочную жидкостью 15 с замером из мерной емкости. При этом продавочная жидкость 15, 10%-ный водный раствор едкого натра 10 и часть буфера из продавочной жидкости 11 через открытый конец 16 колонны труб 3 поднимались в затрубное пространство 7. Затем продавочная жидкость 15 плотностью 1115 кг/м³ вышла на поверхность скважины в другую мерную емкость с замером при повышении давления на 1,0 МПа от первоначального. Закачивание продавочной жидкости 15 плотностью 1115 кг/м³ прекратили. Закачали 0,647 м³ продавочной жидкости 15 плотностью 1115 кг/м³, на выходе из затрубного пространства 7 получили тот же объем продавочной жидкости 15 плотностью 1115 кг/м³. Лишь после этого пакером 4 изолировали затрубное пространство 7 выше интервала нарушения 2 на 30 м, т.е. на глубине 1230 м. Далее в колонне труб 3 плавно повысили давление до 8,0 МПа, вторая разделительная пробка 12 прошла через кольцо 9. Затем произвели закачку ацетонформальдегидной смолы АЦФ-75 13 по трубному пространству 17 под давлением 6,0-7,0 МПа. Одновременно плавно повысили давление в затрубном пространстве до 6,0 МПа. При этом подпружиненный клапан 6 открылся, 10%-ный водный раствор едкого натра 10 прошел через отверстие 18 в полость 19 корпуса 5, в котором произошло перераспределение 10%-ного водного раствора едкого натра 10 по перфорационным отверстиям 20 колонны труб 3, приведшее к дроблению потока 10%-ного водного раствора едкого натра 10 на тонкие струи и его дальнейшему дозированному поступлению под давлением 6,0-7,0 МПа в необходимой пропорции (6:1) в колонну труб 3 перпендикулярно потоку ацетонформальдегидной смолы АЦФ-75 13, закачанной по трубному пространству 17. После выхода всего объема 10%-ного водного раствора едкого натра 10 из затрубного пространства 7 закачивание прекратили, и подпружиненный клапан 6 под действием пружины 8 вернулся в исходное положение, загерметизировав затрубное пространство 7 от трубного пространства 17. Одновременно повысилось давление закачивания с 7,0 до 8,0 МПа в трубном пространстве 17, и третья разделительная пробка 14 перекрыла отверстие кольца 9. Давление продолжало повышаться, и под воздействием избыточного давления 9,0 МПа третья разделительная пробка 14 (на чертеже не показана) прошла через кольцо 9. Затем полученный водоизолирующий состав продавили под давлением 8,0-9,0 МПа в интервал нарушения 2 продавочной жидкостью 15 плотностью 1115 кг/м³ в объеме 0,2 м³ (т.е. с оставлением моста). Сорвали пакер 4 и произвели контрольную промывку скважины закачиванием по затрубному пространству 7 продавочной жидкости 15 плотностью 1115 кг/м³ в объеме 5,6 м³. Произвели полный подъем технологической колонны труб 3 с пакером 4 и корпусом 5. Оставили скважину для структурирования водоизолирующего состава в течение 24 ч. После этого путем спуска технологической колонны труб определили интервал размещения затвердевшего смоляного моста (на чертеже не показан) и разбурили его. При испытании на герметичность под давлением 10,0 МПа и снижении уровня жидкости свабированием эксплуатационная колонна 1 показала полную герметичность.

Пример 2. Работы проводили в нефтедобывающей скважине с эксплуатационной колонной 1 с условным диаметром 146 мм по ГОСТ 632-80, текущим забоем 1200 м и интервалом перфорации 1150-1160 м продуктивного пласта (на чертеже не показан). Поинтервальной опрессовкой был выявлен интервал нарушения 2 на глубине 1020-1020,5 м. На глубине 1030 м установили пакер-пробку марки СТА. Для осуществления способа применяли двухкомпонентный состав, например смолу полимерной композиции «БАРС» плотностью 1070 кг/м³ и отвердитель по ТУ 2221-081-26161597-2011 плотностью от 1130 кг/м³. Заполнили скважину продавочной жидкостью 15 плотностью 1130 кг/м³ и после выхода продавочной жидкости 15 из затрубного пространства 7 на поверхность закрыли затрубную задвижку. Определили приемистость интервала нарушения 2 закачиванием 6 м³ продавочной жидкости 15, приемистость составила 110 м³/сут при давлении 9,0 МПа, удельная приемистость - 0,5 м³/(ч·МПа). Далее скважину оставили в покое на 30 мин. По истечении этого времени открыли затрубную задвижку, из мерной емкости (на чертеже не показана) закачали продавочную жидкость 15 плотностью 1130 кг/м³ в объеме 0,2 м ³, с выходом ее из затрубного пространства 7 на поверхность скважины в другую мерную емкость. При этом объем продавочной жидкости 15 на выходе из затрубного пространства 7 составил 0,2 м³, т.е. поглощение отсутствовало. При удельной приемистости интервала нарушения 0,5 м³/(ч·МПа) по таблице выбрали общий объем водоизолирующего состава, который составил 1 м³. При реализации способа технологическую колонну труб 3 снаружи перед спуском оснастили шлипсовым пакером 4 типа ПШ-146 (разработка АзИНМАШа, конструкции ОКБ), а выше пакера 4 - корпусом 5, сообщенным с колонной труб 3 и через подпружиненный клапан 6, пропускающий снаружи внутрь, - с затрубным пространством 7. Пружину 8 отрегулировали на полное открытие клапана 6 при повышении давления, равным приемистости интервала нарушения, т.е. на 9,0 МПа. Произвели спуск технологической колонны труб 3 диаметром 73 мм с пакером 4 и корпусом 5 на глубину 990 м. При этом на первой от низа трубе установили кольцо 9 с внутренним диаметром 55 мм. После спуска технологической колонны труб 3 с пакером 4 и корпусом 5 в колонну труб 3 установили первую разделительную пробку (на чертеже не показана). Закачали 0,33 м³ отвердителя к смоле «БАРС» 10 плотностью 1130 кг/м ³ и 0,1 м³ буфера из продавочной жидкости 11 плотностью 1130 кг/м³. Затем установили вторую разделительную пробку 12, закачали 0,67 м³ смолы «БАРС» 13. Пропорция смолы «БАРС» 13 и отвердителя к смоле «БАРС» 10 составила 2:1. После установки третьей разделительной пробки 14 произвели закачку компонентов водоизолирующего состава продавочной жидкости 15 плотностью 1130 кг/м³ до повышения давления на 0,5 МПа от первоначального, которое свидетельствовало о том, что 0,33 м³ отвердителя к смоле «БАРС» 10 плотностью 1130 кг/м³ и 0,1 м³ буфера из продавочной жидкости 11 плотностью 1130 кг/м³ находятся в нижней части колонны труб 3. Давление продолжает повышаться, и под воздействием избыточного давления 1,5 МПа первая разделительная пробка прошла через кольцо 9. После этого продолжали закачивать продавочную жидкостью 15 с замером из мерной емкости. При этом продавочная жидкость 15, отвердитель к смоле «БАРС» 10 и часть буфера из продавочной жидкости 11 через открытый конец 16 колонны труб 3 поднимались в затрубное пространство 7. Затем продавочная жидкость 15 плотностью 1130 кг/м³ вышла на поверхность скважины в другую мерную емкость с замером при повышении давления на 0,5 МПа от первоначального. Закачивание продавочной жидкости 15 плотностью 1130 кг/м³ прекратили, закрыли затрубную задвижку, загерметизировав затрубное пространство 7 от трубного 17. Закачали 0,43 м³ продавочной жидкости плотностью 1130 кг/м³, на выходе из затрубного пространства 7 получили тот же объем продавочной жидкости 15 плотностью 1130 кг/м³. Лишь после этого пакером 4 изолировали затрубное пространство 7 выше интервала нарушения 2 на 30 м, т.е. на глубину 990 м. Далее открыли затрубную задвижку и в колонне труб 3 плавно повысили давление до 10,5 МПа, вторая разделительная пробка 12 прошла через кольцо 9. Затем произвели закачку смолы «БАРС» 10 по трубному пространству 17 под давлением 9,0-10,0 МПа. Одновременно плавно повысили давление в затрубном пространстве до 9,0 МПа. При этом подпружиненный клапан 6 открылся, отвердитель к смоле «БАРС» 10 прошел через отверстие 18 в полость 19 корпуса 5, в котором произошло перераспределение отвердителя к смоле «БАРС» 10 по перфорационным отверстиям 20 колонны труб 3, приведшее к дроблению потока отвердителя к смоле «БАРС» 10 на тонкие струи и его дальнейшему дозированному поступлению под давлением 9,0-10,0 МПа в необходимой пропорции (2:1) в колонну труб 3 перпендикулярно потоку смолы «БАРС» 13, закачанной по трубному пространству 17. После выхода всего объема отвердителя к смоле «БАРС» 10 из затрубного пространства 7 закачивание прекратили, и подпружиненный клапан 6 под действием пружины 8 вернулся в исходное положение, загерметизировав затрубное пространство 7 от трубного пространства 17. Одновременно повысилось давление закачивания с 10,0 до 11,0 МПа в трубном пространстве 17, и третья разделительная пробка 14 перекрыла отверстие кольца 9. Давление продолжало повышаться, и под воздействием избыточного давления 11,5 МПа третья разделительная пробка 14 (на чертеже не показана) прошла через кольцо 9. Затем полученный водоизолирующий состав продавили под давлением 11,0-12,0 МПа в интервал нарушения 2 продавочной жидкостью 15 плотностью 1130 кг/м³ в объеме 0,15 м³ (т.е. с оставлением моста). Сорвали пакер 4 и произвели контрольную промывку скважины закачиванием по затрубному пространству 7 продавочной жидкости 15 плотностью 1130 кг/м ³ в объеме 4,5 м³. Произвели полный подъем технологической колонны труб 3 с пакером 4 и корпусом 5. Оставили скважину для структурирования водоизолирующего состава в течение 24 ч. После этого путем спуска технологической колонны труб определили интервал размещения затвердевшего смоляного моста (на чертеже не показан) и разбурили его. При испытании на герметичность под давлением 13,0 МПа и снижении уровня жидкости свабированием эксплуатационная колонна 1 показала полную герметичность.

Пример 3. Работы проводили в нефтедобывающей скважине с эксплуатационной колонной 1 с условным диаметром 146 мм по ГОСТ 632-80, текущим забоем 1600 м и интервалом перфорации 1560-1563 м продуктивного пласта (на чертеже не показан). Поинтервальной опрессовкой был выявлен интервал нарушения 2 на глубине 1310-1310,3 м. На глубине 1320 м установили пакер-пробку марки СТА. Заполнили скважину продавочной жидкостью 15 плотностью 1040 кг/м³, после выхода продавочной жидкости 15 из затрубного пространства 7 на поверхность закрыли затрубную задвижку. Определили приемистость интервала нарушения 2 закачиванием 6 м³ продавочной жидкости 15, приемистость составила 585 м³/сут при давлении 5,0 МПа, удельная приемистость - 4,9 м³/(ч·МПа). Произвели ремонтно-изоляционные работы с использованием известной технологии закачки ВНП и цементного раствора с оставлением цементного моста. После разбуривания цементного моста (на чертеже не показан) заполнили скважину продавочной жидкостью 15 плотностью 1040 кг/м ³, после выхода продавочной жидкости 15 из затрубного пространства 7 на поверхность закрыли затрубную задвижку. Определили приемистость интервала нарушения 2 закачиванием 6 м³ продавочной жидкости 15 плотностью 1040 кг/м³, приемистость составила 168 м³/сут при давлении 7,0 МПа, удельная приемистость - 1 м³/(ч·МПа). Для осуществления способа применяли такой двухкомпонентный состав, в котором плотность (1040 кг/м ³) продавочной жидкости 15 больше плотности отвердителя 10 (1030 кг/м³), например кремнийорганический продукт 119-296И (ТУ 2229-519-05763441-2009) 13 плотностью 1000 кг/м ³ и 6%-ная соляная кислота 10 плотностью 1030 кг/м ³. Затем скважину оставили в покое на 30 мин. По истечении этого времени открыли затрубную задвижку, из мерной емкости закачали продавочную жидкость 15 плотностью 1040 кг/м³ в объеме 0,15 м³ с выходом ее из затрубного пространства 7 на поверхность скважины в другую мерную емкость. При этом объем продавочной жидкости 15 плотностью 1040 кг/м³ на выходе из затрубного пространства 7 составил 0,15 м³, т.е. поглощение отсутствовало. При удельной приемистости интервала нарушения 1 м³/(ч·МПа) по таблице выбрали общий объем водоизолирующего состава, который составил 2 м³ . При реализации способа технологическую колонну труб 3 снаружи перед спуском оснастили шлипсовым пакером 4 типа ПШ-146 (разработка АзИНМАШа, конструкции ОКБ), а выше пакера 4 - корпусом 5, сообщенным с колонной труб 3 и через подпружиненный клапан 6, пропускающий снаружи внутрь, - с затрубным пространством 7. Пружину 8 отрегулировали на полное открытие клапана 6 при повышении давления больше приемистости интервала нарушения, т.е. на 7,2 МПа. Произвели спуск технологической колонны труб 3 с условным диаметром 73 мм с пакером 4 и корпусом 5 на глубину 1280 м. При этом на первой от низа трубе устанавили кольцо 9 с внутренним диаметром 55 мм. После спуска технологической колонны труб 3 с пакером 4 и корпусом 5 в колонне труб 3 установили первую разделительную пробку (на четеже не показана). Закачали 0,33 м³ 6%-ной соляной кислоты 10 плотностью 1030 кг/м³ и 0,1 м³ буфера из продавочной жидкости 11 плотностью 1040 кг/м³. Затем установили вторую разделительную пробку 12, закачали 1,67 м³ кремнийорганического продукта 119-296И 13. Пропорция кремнийорганического продукта 13 и 6%-ной соляной кислоты 10 плотностью 1030 кг/м³ составляла 5:1. После установки третьей разделительной пробки 14 произвели закачку компонентов водоизолирующего состава продавочной жидкостью 15 плотностью 1040 кг/м³ до повышения давления 0,8 МПа от первоначального, которое свидетельствовало о том, что 0,33 м³ 6%-ной соляной кислоты 10 плотностью 1030 кг/м³ и 0,1 м³ буфера из продавочной жидкости 11 плотностью 1040 кг/м³ находятся в нижней части колонны труб 3. Давление продолжает повышаться, и под воздействием избыточного давления 1,8 МПа первая разделительная пробка прошла через кольцо 9. После этого продолжали закачивать продавочную жидкостью 15 плотностью 1040 кг/м³ с замером из мерной емкости. При этом продавочная жидкость 15, 6%-ная соляная кислота 10 и часть буфера из продавочной жидкости 11 через открытый конец 16 колонны труб 3 поднимался в затрубное пространство 7. Затем продавочная жидкость 15 плотностью 1050 кг/м³ вышла на поверхность скважины в другую мерную емкость с замером до получения повышения давления на 0,8 МПа от первоначального. Закачивание продавочной жидкости 15 плотностью 1050 кг/м³ прекратили, закрыли затрубную задвижку, загерметизировав затрубное пространство 7 от трубного 17. Закачали 0,43 м³ продавочной жидкости 15 плотностью 1040 кг/м³, на выходе из затрубного пространства 7 получили тот же объем продавочной жидкости 15. Лишь после этого пакером 4 изолировали затрубное пространство 7 выше интервала нарушения 2 на 30 м, т.е. на глубине 1280 м. Затем открыли затрубную задвижку и в колонне труб 3 плавно повысили давление до 7,8 МПа, вторая разделительная пробка 12 прошла через кольцо 9. Затем произвели закачку кремнийорганического продукта 119-296И 13 по трубному пространству 17, под давлением 7,0-8,0 МПа. Одновременно плавно повысили давление в затрубном пространстве до 7,2 МПа. При этом подпружиненный клапан 6 открылся, 6%-ная соляная кислота 10 прошла через отверстие 18 в полость 19 корпуса 5, в котором произошло перераспределение 6%-ной соляной кислоты 10 по перфорационным отверстиям 20 колонны труб 3, приведшее к дроблению потока 6%-ной соляной кислоты 10 на тонкие струи и его дальнейшему дозированному поступлению под давлением 7,0-8,0 МПа в необходимой пропорции (2:1) в колонну труб 3 перпендикулярно потоку кремнийорганического продукта 119-296И 13, закачанного по трубному пространству 17. После выхода всего объема 6%-ной соляной кислоты 10 из затрубного пространства 7 закачивание прекратили, и подпружиненный клапан 6 под действием пружины 8 вернулся в исходное положение, загерметизировав затрубное пространство 7 от трубного 17. Одновременно повысилось давление закачивания с 8,0 до 9,0 МПа в трубном пространстве 17, и третья разделительная пробка 14 перекрыла отверстие кольца 9. Давление продолжало повышаться, и под воздействием избыточного давления 9,8 МПа третья разделительная пробка 14 (на чертеже не показана) прошла через кольцо 9. Затем полученный водоизолирующий состав продавили под давлением 9,0-10,0 МПа в интервал нарушения 2 продавочной жидкостью 15 плотностью 1040 кг/м³ в объеме 0,2 м³ (т.е. с оставлением моста). Сорвали пакер 4 и произвели контрольную промывку скважины закачиванием по затрубному пространству 7 продавочной жидкости 15 плотностью 1040 кг/м³ в объеме 5,8 м³ . Произвели полный подъем технологической колонны труб 3 с пакером 4 и корпусом 5. Оставили скважину для структурирования водоизолирующего состава в течение 24 ч. После этого путем спуска технологической колонны труб определили интервал размещения затвердевшего смоляного моста (на чертеже не показан) и разбурили его. При испытании на герметичность под давлением 11,0 МПа и снижении уровня жидкости свабированием эксплуатационная колонна 1 показала полную герметичность.

Таким образом, использование предложенного способа позволяет повысить эффективность ремонтно-изоляционных работ при герметизации эксплуатационной колонны за счет равномерного распределения, смешения компонентов водоизолирующего состава при одновременном обеспечении безопасного проведения ремонтно-изоляционных работ.