EA007238B1 - Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам изоляции заколонного и межколонного пространства с применением тампонажных составов на основе полимерных материалов, отверждаемых в пластовых условиях. Цель изобретения - разработка способа изоляции и ограничения водопритока как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах в температурном диапазоне 20-90C. Указанная цель достигается тем, что в способе изоляции, включающем закачку в зону изоляции тампонажного материала, выдержку на отверждение и набора прочности, в качестве изоляционного материала используют водорастворимую полимерную композицию на основе ацетоноформальдегидной смолы.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к изоляции заколонного и межколонного пространства с применением тампонажных составов на основе полимерных материалов, отверждаемых в пластовых условиях.

Известны способы восстановления герметичности эксплуатационных колонн тампонажным материалом на основе отверждаемых в пластовых условиях фенолоформальдегидных, фенолорезорциноформальдегидных, карбамидных смол [1, 2, 3].

Недостатком известных способов являются быстрые сроки отверждения составов, что усложняет технологию закачки и ограничивает температурную область применения способов изоляции.

Наиболее близким по технической сущности является способ герметизации заколонного и межколонного пространства тампонажным полимерным составом на основе полиуретанового предполимера [4].

Недостатком данного способа является ограничение его применения только в добывающих скважинах. Кроме того, используемый изоляционный материал растворим лишь в углеводородных растворителях, что обуславливает ряд трудностей при приготовлении и закачке полимерной композиции на промысле - отмывку узлов насоса и обвязки устья, емкостей, труб и т.д.

Целью изобретения является разработка способа изоляции и ограничения водопритока как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах в широком диапазоне температур.

Поставленная цель достигается тем, что в способе изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающем закачку в скважину изоляционного материала на основе отверждаемого в пластовых условиях полимера, продавку его в пласт и выдержку на период отверждения и набора прочности, в качестве изоляционного материала используют полимерную композицию следующего состава, мас.%:

Смола ацетоноформальдегидная 80,0

Углекислый натрий (калий) 4,0-7,0

Окзил СМ-0,5

Вода или 30%-ный водосолевой раствор Остальное

При необходимости сокращения сроков отверждения, а также для пластовых температур 50°С и ниже в состав дополнительно вводят щелочь (ΝαΟΗ или КОН) в количестве 0,1-2,5 мас.%.

Для увеличения кольматирующих свойств состава, что может быть необходимо при проведении изоляционных работ в скважинах с высокими пластовыми давлениями, в состав вводят тонкодисперсный инертный наполнитель - технический тальк в количестве 30,0-100,0% от объема закачиваемого состава.

Преимущество способа изоляции и ограничения водопритока в скважины полимерными материалами, отверждаемыми в пластовых условиях, состоит в использовании водорастворимой полимерной композиции на основе ацетоноформальдегидной смолы с регулируемыми сроками отверждения, что делает возможным проведение изоляционных работ, как в нагнетательных так и в добывающих скважинах, в диапазоне температур 20-90°С и снимает проблемы, связанные с применением углеводородных растворителей.

Кроме того, предлагаемый способ изоляции может быть использован как для герметизации заколонного и межколонного пространства, так и для проведения других видов изоляционных работ в нагнетательных и добывающих скважинах.

Для подтверждения возможности осуществления предлагаемого изобретения в лабораторных условиях были проведены эксперименты по оценке времени отверждения полимерной композиции при различных температурах и определению прочностных, адгезионных и изолирующих свойств отвержденного полимерного материала.

Время отверждения состава определялось от момента смешивания компонентов до момента потери подвижности состава при различных температурах.

Прочность отвержденных образцов полимерного материала определялась по ГОСТ 310.4-84 в соответствии с требованием ГОСТ 26798.2-85 по пределам прочности при изгибе и сжатии.

Изолирующие свойства отвержденного материала изучались на модели пласта длиной 200 мм и диаметром 50 мм с искусственно сформированными трещинами со средней шириной 0,15 мм.

По изменению проницаемости модели после прокачки состава и выдержки на отверждение, оценивались изолирующие свойства образующегося полимерного материала.

Адгезия отвержденной смолы с металлом (б_м) определялась методом сдвига коаксиально расположенных цилиндров диаметром 25 и 50 мм и длиной 50 мм, в кольцевом пространстве которых отверждалась смола. При определении адгезии с цементным камнем (б_ц) и породой (б_п) вместо внутреннего металлического цилиндра использовались цилиндры из отвержденного цемента или искусственно сцементированного песчаника.

Данные сведены в табл. 1-2.

Закачиваемый раствор полимерной композиции имеет плотность при 25°С, г/см³ - 1,18-1,20. Плотность полимерной композиции, приготовленной на 30%-ном растворе хлористого натрия составляет при 25°С, г/см³ - 1,28-1,30.

Зависимость плотности полимерной композиции от количества введенного наполнителя представ

- 1 007238 лена на фиг. 1. При этом прочие показатели закачиваемых композиций и отвержденного материала не изменяются (табл. 3).

Проведенные испытания показали надежность и универсальность предлагаемого способа изоляции за счет высоких прочностных и адгезионных свойств закачиваемого изоляционного материала с металлом, цементом, породой как нефтенасыщенной, так и водонасыщенной, регулируемых сроков отверждения в широком диапазоне температур.

Время закачки и объем закачиваемого изоляционного материала обосновывают в процессе проведения ремонтно-изоляционных работ на основании гидродинамических исследований скважины на неустановившемся режиме ее работы.

Интерпретация результатов исследований показана на примере проведения ремонтноизоляционных работ по устранению негерметичности колонны в нагнетательной скв.504 Кушкульского месторождения.

Для определения гидродинамических характеристик объекта изоляции использовалась методика исследований нагнетательных скважин.

&Р(() = Рс-Рс(1) = (-д)р ^2,25^ 2,3^/г 2,25^ ^пкк Г с.пр. Ьлкк Г с.пр.

(1)

Особенностью нагнетательной скважины является то, что ствол ее заполнен водой - однородной и практически несжимаемой жидкостью. Забойное давление в нагнетательной скважине складывается из гидростатического давления столба жидкости и буферного давления (потерей напора по стволу работающей скважины можно пренебречь). Поэтому изменение забойного давления в остановленной нагнетательной скважине с достаточной степенью точности характеризуется изменением буферного давления.

Вышеизложенное справедливо в тех случаях, когда уровень жидкости не снижается ниже устья скважины, т.е. постоянно имеется избыточное буферное давление и падение давления происходит без оттока жидкости из ствола скважины. Поэтому такие кривые падения давления (КПД) обрабатываются методами, не учитывающими приток (отток) жидкости из скважины.

В процессе испытания интервала негерметичности на приемистость при нагнетании воды в скв.504 был проведен замер буферного давления на устье скважины (фиг. 2).

Как видно, описанные условия выполняются. Уровень жидкости не снижается ниже устья скважины и постоянно имеется избыточное буферное давление.

Для математической обработки выбран участок кривой падения давления с 10 МПа и его стабилизации на уровне 2 МПа за 10 мин.

Результаты математической обработки представлены в табл. 4 и графиком зависимости ΔΡ-1§1 (кривая восстановления давления) на фиг. 3.

Обработка кривой восстановления давления без учета дополнительного притока осуществляется по следующей схеме.

1. На прямолинейном участке кривой проводится касательная и определяется ее угол наклона

2,3αμ ΔΡ(/)-ΔΡ(Α) (66-58)-10⁵ ι = ΐ%α = ₌---ДА-----ДА ₌ 1------'----= 4,4-10⁶77<я (?) ^кк 2,56-2,38 ^{ν }}

2. Определяется отрезок на оси ординат от нуля до точки пересечения этой оси с продолжением прямолинейного участка _ΰ=2^.,₈2νζ '

Дгпкк г²с._пр.

В = 41,5· 10⁵ Па (по фиг. 3).

3. Определяется гидропроводность объекта изоляции кк 2,3д 2,3-0,0025 , _ .

σ = — = —— = —------- = 1,04 · 10 ---μ ^πΐ 4;τ-4,4-10⁶ Па-с где ц = 0,0025 м³/с - приемистость объекта изоляции до РИР.

(3) (4)

4. Определяется пластовое давление, исходя из стабилизации избыточного буферного давления в точке 2 МПа ^рпл = Лидр + ^АЖ_О„) = 12980000 + 2000000 = 14980000 Па (5) где Р_гидр - гидростатическое давление столба жидкости на глубине дефекта колонны 1200 м, Па; ΔΡ(Ικοη) - избыточное буферное давление в момент стабилизации, Па.

5. Определяется величина репрессии на объект изоляции (6) где Р₃ — Ргидр 4 Р_буФ,

Рб_Уф=10 МПа - максимальная величина давления приемистости объекта изоляции (см. фиг. 2). ΔΡ = 14980000 - (12980000 +10000000) = 8000000 Па

6. Определяется параметр

-2007238 _!п_^₌Ц5АР

1,15-80-10⁵

4,4-10⁶ (Ό

7. Преобразовывается формула Дюпюи и определяется приемистость объекта изоляции при закачивании тампонажного состава за каждый цикл (продолжительность его 1 мин) и изменения давления с Ρχ = 2 МПа до Р₂ = 10 Мпа π 1,04 ίθ ¹⁰ 10 ³ · 80 ΙΟ⁵ _ 4,310^-2,11 (8)

Ят с ~ β

-^]п — г с пр

2πσμ_αΔΡ

= 0,00058л/ / с = 0,58л/с = 35л/ мин где μ_Β- динамическая вязкость воды, Па-с;

Ц_{П1 с} - динамическая вязкость тампонажного состава, определенная в лабораторных условиях с учетом перемешивания тампонажного состава с продавочной жидкостью, Па-с.

Проводится проверка результатов расчета. Фактически в интервал негерметичности было закачано 0,3 м тампонажного состава за 1ч 40 мин (100 мин). При этом протяженность одного цикла роста и падения давления составила 11 мин, число циклов - 9.

Определяется теоретический объем тампонажного состава, который мог быть закачан с учетом расчетной приемистости объекта изоляции при закачивании тампонажного состава и времени его закачивания

У_тс ^теОР'=Ч_т._с-Т_общ^5-9^\5л (9) где Т_общ - время закачивания тампонажного состава за 9 циклов, продолжительность каждого из которых равна 1 мин.

Как видим, фактический и расчетный объемы закачанного в объект изоляции тампонажного состава на основе смолы АЦФ совпадают. Последнее подтверждает необходимость специальных предварительных исследований и расчетов по обоснованию параметров технологии РИР по герметизации заколонного пространства, осуществляемых путем закачивания тампонажного раствора в сплошную среду в прискважинной зоне, образованную в процессе первых операций тампонирования по предлагаемому способу.

Литература

1. Блажевич В. А., Умрихина Е.Н. и др. РИР при эксплуатации нефтяных месторождений, М., Недра, 1981 г., с. 108-151.

2. Блажевич В.А., Уметбаев В.А. и др. Тампонажные материалы для РИР в скважинах, Уфа, 1992 г., с. 44-50.

3. Ки 2215009, 31.07.01, Е 21В 33/138.

4. КИ 2132448, 27.06.99, Е 21В 33/138.

№ состава	Конц, отвердителя, % мае	Конц, щелочи, % мае	Время отверждения, час-мин при температуре, °с
20	40	60	90
1	4,0	-	-	-	7-00	1-30
2	5,0	-		-	6-00	1-20
3	5,5	-		-	5-00	1-10
4	6,0	-		18-00	3-52	1-00
5	7,0	-		11-00	2-10	0-45
6	5,0	0,2		20	3-50	0-50
7	5,0	0,5	38	12-00	2-00	0-30
8	5,0	1,0	24	5-00	1-10	0-15
9	5,0	1,5	9-00	1-30	0-35	0-10
10	5,0	2,0	2-00	0-35	0-15	0-05
И	5,0	2,5	0-40	-	-	-

Таблица 1

Таблица 2

№ со- става из табл. 1	Прочность, МПа	Адгезия, МПа	Насыщающая жидкость	Проницаемость трещин, мкм2 3
При изгибе	При сжатии	σΜ	συ	σπ	До изоляции	После изоляции
1	6,9	24,3	0,78	0,93	0,68	Вода	1761,7	0
3	7,3	24,7	0,82	0,97	0,7	Нефть	2136,3	0
5	7,7	25,0	0,84	0,96	0,71	Вода	1813,7	0
7	8,4	26,1	0,91	0,97	0,71	Нефть	1988,1	0
10	9,2	27,5	0,94	1,1	0,74	Вода	2200,5	0

Таблица 3

№ со- става из табл.1	Кол-во наполнителя, % от объема полимерной композиции	Прочность, МПа	Адгезия, МПа	Насыщающая жидкость	Проницаемость, мкм2
При изгибе	При сжатии	σΜ	συ	σπ	До изоля- ции	По- сле изоля ции
1	30,0	7,0	24,6	0,8	0,91	0,71	вода	2341,3	0
5	70,0	7,75	25,3	0,86	ο,ι	0,73	нефть	1990,7	0
7	100,0	8,6	26,5	0,95	0,98	0,74	нефть	2217,5	0
10	50,0	9,4	28,1	0,95	1,12	0,75	вода	2115,7	0

ΐ, с	1ё 1	[ΐ/(ΐ+Τ>]	1§[ΐ/(ΐ+Τ)]	Рс(1), МПа	ΔΡ(ΐ), МПа
0	-	-	-	10,00	0,00
60	1,78	0,03	-1,49	9,20	0,80
120	2,08	0,06	-1,20	7,82	2,18
180	2,26	0,09	-1,04	6,35	3,65
240	2,38	0,12	-0,93	5,03	4,97
300	2,48	0,14	-0,85	4,26	5,74
360	2,56	0,17	-0,78	3,79	6,21
420	2,62	0,19	-0,72	3,48	6,52
480	2,68	0,21	-0,68	3,26	6,74
540	2,73	0,23	-0,64	2,80	7,20
600	2,78	0,25	-0,60	2,55	7,45
660	2,82	0,27	-0,57	2,00	8,00

Таблица 4

Claims (3)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий закачку в нагнетательную или добывающую скважину изоляционного материала на основе отверждаемого в пластовых условиях полимера, продавку его в пласт и выдержку на период отверждения и набора прочности, отличающийся тем, что в качестве изоляционного материала используют водорастворимую полимерную компо- зицию следующего состава, мас.%:

   Смола ацетоноформальдегидная 80,0

   Углекислый натрий (калий) 4,0-7,0

   Окзил-СМ 0,5

   Вода или 30%-ный водный раствор №С1 Остальное
2. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для пластовых температур 50°С и ниже в состав дополнительно вводят щелочь (ИаОН или КОН) в количестве 0,1-2,5 мас.%.
3. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что при проведении изоляционных работ в скважинах с высоким пластовым давлением в состав дополнительно вводят тонкодисперсный инертный наполнитель технический тальк в количестве 30-100% от объема закачиваемого состава.