RU2723416C1 - Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине - Google Patents
Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2723416C1 RU2723416C1 RU2019117645A RU2019117645A RU2723416C1 RU 2723416 C1 RU2723416 C1 RU 2723416C1 RU 2019117645 A RU2019117645 A RU 2019117645A RU 2019117645 A RU2019117645 A RU 2019117645A RU 2723416 C1 RU2723416 C1 RU 2723416C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- oil
- concentration
- aqueous solution
- repair
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 238000009413 insulation Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 26
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 14
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 6
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 4
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 3
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 3
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 claims abstract description 3
- 238000001879 gelation Methods 0.000 claims description 6
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 abstract description 13
- 239000004575 stone Substances 0.000 abstract description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 11
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 9
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract description 4
- 238000011049 filling Methods 0.000 abstract description 3
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 abstract 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 19
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 14
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 12
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 9
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 7
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 6
- PASHVRUKOFIRIK-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate dihydrate Chemical compound O.O.[Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O PASHVRUKOFIRIK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 6
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 6
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 5
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 5
- PHFQLYPOURZARY-UHFFFAOYSA-N chromium trinitrate Chemical compound [Cr+3].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O PHFQLYPOURZARY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 4
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 3
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Inorganic materials [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- -1 moreover Inorganic materials 0.000 description 2
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000010441 alabaster Substances 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 150000001844 chromium Chemical class 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000004567 concrete Substances 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000006353 environmental stress Effects 0.000 description 1
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000013336 milk Nutrition 0.000 description 1
- 239000008267 milk Substances 0.000 description 1
- 210000004080 milk Anatomy 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонтно-изоляционным работам в нефтяных и газовых скважинах, проводимым для ликвидации заколонных перетоков флюидов, ограничения водопритоков, изоляции водоносных горизонтов и повышения эффективности работы скважин. Способ характеризуется тем, что производят закачку за обсадную колонну водного раствора хлористого кальция с концентрацией 10-12% и водного раствора сульфата натрия с концентрацией 13-15% при давлении, не превышающем 70% от допускаемого внутреннего давления на трубы обсадной колонны. Выдерживают скважину в покое 15-30 мин до завершения образования осадка CaSOпо приведенной химической формуле. Затем закачивают водный раствор полиакриламида с концентрацией 0,5-3% для создания эффекта докрепления изолируемого интервала при том же значении давления с последующей выдержкой скважины в течение 2-7 ч до завершения процесса гелеобразования. Техническим результатом является повышение герметичности заколонного пространства нефтегазовых скважин, изоляция пластовых флюидов, поступающих к перфорационным отверстиям из нижележащих или вышележащих пластов по трещинам в цементном камне и зазорам на контактах «колонна-цемент-порода», и сокращение времени образования тампонирующего вещества при заполнении каналов перетока в скважине. 1 пр., 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонтно-изоляционным работам в нефтяных и газовых скважинах, проводимым для ликвидации заколонных перетоков флюидов, ограничения водопритоков, изоляции водоносных горизонтов и повышения эффективности работы скважин.
Известен способ проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в условиях больших поглощений (патент РФ 2405926)), который включает закачку в интервал поглощения суспензии фосфогипса и жидкого натриевого стекла. При этом в скважину предварительно закачивают оторочку из 1-3 м3 нефтекислотной эмульсии, а далее в 1-4 цикла последовательно закачивают равные количества стекла натриевого жидкого и 50%-ной водной суспензии фосфогипса с суммарным объемом одного цикла от 4 до 8 м3 с промежуточной закачкой между ними буфера из пресной воды. Далее после закачивания стекла натриевого жидкого и 50%-ной водной суспензии фосфогипса закачивают цементный раствор.
Основным недостатком этого способа является низкая эффективность герметизации заколонного пространства из-за низкой проникающей способности цементного раствора в трещины и каналы в горных породах и в цементном камне, а также прямые потери углеводородного сырья.
Известен способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах согласно патента РФ №2356929 МПК С09К 8/04 (2006.01), Е21В 33/138 (2006.01) с применением вязкоупругого состава, включающего в себя полиакриламид, сшивающий агент, регулятор гелеобразования, наполнитель растительного происхождения и воду, причем в качестве сшивающего агента применяют нитрат хрома, а в качестве регулятора гелеобразования - сульфаминовую кислоту и дополнительно «Монасил», а в качестве наполнителя растительного происхождения - органоминеральный реагент «АПТОН-РС» при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: полиакриламид 1,4-1,9; нитрат хрома 0,25-0,32; сульфаминовая кислота 1,5-0,23; монасил 0,11-0,23; органический реагент «АПТОН-РН» 5-11; вода остальное.
Основными недостатками этого способа являются:
- невозможность герметизации заколонного пространства скважин из-за низкой проникающей способности реагентов в микротрещины и каналы в горных породах и в цементном камне;
- высокая экологическая опасность и биологическая вредность солей хрома.
Известен «Способ изоляции обводненных нефтяных коллекторов» согласно патента РФ №2224101. Суть способа заключается в получении устойчивого объемного изоляционного материала, эффективно препятствующего прорыву пластовых и нагнетательных вод, за счет закачки в пласт водной суспензии структурообразующего вещества - гипса и водного раствора силиката одновалентного катиона, причем в качестве гипса используют гипс химический - фосфогипс, фторогипс, борогипс, магнезия-гипс, гидролизный гипс, а одновалентным катионом является натрий, калий, литий. Указанная суспензия содержит гипс химический с концентрацией 2,1-7,5%, а указанный раствор используют с концентрацией 21-50%, причем закачку водной суспензии и водного раствора осуществляют одновременно или последовательно. Кроме того указанная суспензия может содержать дополнительно наполнитель - бентонитовую глину, древесную муку, кварцевый песок при следующем соотношении химический гипс: наполнитель 1-10:1.
Основными недостатками данного способа является низкая эффективность герметизации заколонного пространства за счет:
- длительного времени структурирования ремонтного состава (в течение 1-3 сут);
- низкой седиментационной устойчивости указанного состава (из-за осаждения фосфогипса);
- низкой прокачиваемости в изолируемых интервалах при малой приемистости;
- невозможности заполнения микротрещин и каналов в горных породах и в цементном камне из-за наличия в ремонтном составе твердой фазы.
Прототипом изобретения является «Способ ликвидации зон поглощения в скважине» согласно патента РФ №2405927, включающий одновременную закачку двух потоков - жидкого носителя с фосфогипсом и со стеклом натриевым жидким, в качестве жидкого носителя используют глинистый буровой раствор, содержащий карбоксиметилцеллюлозу или карбоксиметилированный крахмал, а указанную закачку осуществляют параллельно со смешением потоков перед закачкой в изолируемый интервал пласта. Объем потоков определяется в зависимости от приемистости изолируемого интервала и составляет от 10 до 50 м3.
После закачки в изолируемый интервал и смешения двух параллельных потоков происходит структурирование (отверждение) за счет взаимодействия фосфогипса со стеклом натриевым жидким, в результате чего образуется тампонирующая масса, обладающая улучшенными прочностными и водоизолирующими свойствами.
Основными недостатками данного способа является низкая эффективность герметизации заколонного пространства скважин за счет:
- невозможности герметизации заколонного пространства из-за низкой проникающей способности ремонтного состава в трещины и каналы в горных породах и в цементном камне;
- непродолжительности достигаемого эффекта (несколько месяцев после проведения ремонтно-изоляционных работ).
Таким образом, можно сделать вывод, что рассмотренные выше технические решения имеют существенные ограничения к применению в скважинах на нефтегазовых месторождениях по указанным причинам.
Задачей изобретения является повышение эффективности РИР, увеличение продолжительности их межремонтного периода, снижение биологической опасности и экологических нагрузок.
Техническим результатом изобретения является повышение герметичности заколонного пространства нефтегазовых скважин, изоляция пластовых флюидов, поступающих к перфорационным отверстиям из нижележащих или вышележащих пластов по трещинам в цементном камне и зазорам на контактах «колонна-цемент-порода»), и сокращение времени образования тампонирующего вещества при заполнении каналов перетока в скважине.
Технический результат достигается тем, что способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине, характеризующийся тем, что производят закачку за обсадную колонну водного раствора хлористого кальция с концентрацией 10-12% и водного раствора сульфата натрия с концентрацией 13-15% при давлении, не превышающем 70% от допускаемого внутреннего давления на трубы обсадной колонны, выдерживают скважину в покое 15-30 минут до завершения образования осадка CaSO4 по формуле (1):
и последующую закачку водного раствора полиакриламида с концентрацией 0,5-3%, для создания эффекта докрепления изолируемого интервала при том же значении давления с выдержкой скважины в покое в течении 2-7 часов до завершения процесса гелеобразования.
Повышение герметичности заколонного пространства нефтегазовых скважин с использованием предлагаемого способа проведения РИР достигается тем, что в изолируемом интервале:
- обеспечивается глубокое проникновение водных растворов Na2SO4 и CaCI2 в каналы и трещины в цементном камне;
- протекает химическая реакция по уравнению (1) с образованием твердого вещества - сульфата кальция CaSO4 (гипса) [1,2], выпадающего в осадок и заполняющего микротрещины, пустоты и флюидопроводящие каналы за обсадными колоннами.
Полученная тампонирующая масса обладает:
- улучшенными изолирующими свойствами;
- малым временем схватывания - от 2 до 15 минут (согласно работ авторов: Белов, В.В. Современные эффективные гипсовые вяжущие, материалы и изделия. Научно-справочное издание / В.В. Белов, А.Ф. Бурьянов, В.Б. Петропавловская; под общ. ред. А.Ф. Бурьянова. Тверь: ТГТУ, 2007. 132 с. стр. 21-23);
- коррозионной стойкостью и высокой адгезией к колонне, породе и старому тампонажному камню.
Закачка за обсадную колонну водного раствора CaCI2 и водного раствора Na2SO4 и выдержка скважины в покое в течение времени, необходимого для протекания реакции по формуле 1, осуществляется при давлении, не превышающем 70% от допускаемого внутреннего давления на трубы обсадной колонны во избежание порыва обсадных труб при возможных скачках давления.
Скорость протекания химической реакции для каждой скважины будет разной из-за разных температурных условий и не превышает 30-50 минут. Побочным продуктом реакции по уравнению (1) является образование водного раствора хлористого натрия NaCI.
Для создания эффекта докрепления изолируемых пространств за обсадную колонну дополнительно закачивают раствор полиакриламида (ПАА) с концентрацией 0,5-3%. (При большей концентрации ПАА консистенция гелеобразной субстанции увеличивается и могут возникнут трудности при его прокачке за обсадную колонну) [3].
В результате взаимодействия ПАА с NaCI происходит его коагуляция с образованием геля и «склеивание» микроскопических частичек CaSO4.
Таким образом, в результате докрепления, повышается герметичность изолируемого интервала с образованием непроницаемого тампона в каналах и трещинах в цементном камне и зазорах в системе колонна-цемент-порода.
Для каждой скважины, в зависимости от пластовой температуры, время протекания процесса гелеобразования будет разным. Экспериментально установлено, что при температуре 20-22°С процесс гелеобразования ПАА заканчивается через 5-7 часов.
В предлагаемом способе проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине, в отличие от прототипа, не используется крупнодисперсная твердая фаза (песок, техническая бетонитовая глина, цемент и т.п.), что особенно важно при проведении РИР по восстановлению герметичности заколонного пространства с малой приемистостью, поскольку крупнодисперсная фаза не пройдет зазоры в системе: колонна-цемент-порода, а также в микротрещины и флюидопроводящие каналы в цементном камне.
Указанный способ может быть эффективно использован для ликвидации заколонных перетоков флюидов (жидкостей, газа и газожидкостных смесей), ограничения водопритоков в нефтегазовых скважинах из нижележащих или вышележащих водоносных пластов. Он отличается:
- возможностью образования непроницаемого тампона для жидкостей, газа и газожидкостных смесей;
- отсутствием биологических и экологических ограничений к применению;
- возможность применения серийного оборудования и традиционных технологий закачки герметизирующих составов при проведении ремонтных работ.
На фиг. 1 показана схема нефтегазовой скважины, где:
стенка скважины 1; эксплуатационная колонна 2; цементный камень 3; колонна НКТ 4; продуктивный пласт 5; интервал перфорации 6; межтрубное пространство 7 (пространство между эксплуатационной колонной и колонной НКТ).
Способ осуществляют, например, следующим образом:
1. Спускают колонну НКТ 4 в эксплуатационную колонну 2 до верхних отверстий интервала перфорации 6 и производят отсыпку песком пространства внутри эксплуатационной колонны 2 в интервале от забоя до верхних перфорационных отверстий (для защиты продуктивного пласта 5 от прокачиваемых жидкостей). При этом объем образующейся песчаной пробки внутри эксплуатационной колонны 2 контролируют по объему технической воды, вытесняемой из ее внутриколонного пространства.
2. Подключают насосный агрегат к НКТ 4 (не показано) и определяют приемистость скважины закачкой технической воды при давлении закачки, не превышающем 70% от допустимого внутреннего давления на трубы обсадной колонны.
3. После определения приемистости скважины, приготавливают в двух раздельных емкостях расчетные количества водных растворов CaCI2 и Na2SO4 в соответствии с уравнением (1).
4. Устанавливают первую разделительную манжету - пробку внутри колонны НКТ 4 и подсоединяют к ней первый насосный агрегат с водным раствором CaCI2.
5. Закачивают расчетное количество приготовленного водного раствора CaCI2 внутрь колонны НКТ 4 при открытой задвижке межтрубного пространства 7.
6. Отсоединяют первый насосный агрегат от колонны НКТ 4 и устанавливают вторую разделительную манжету - пробку внутри колонны НКТ 4.
7. Подсоединяют второй насосный агрегат с водным раствором Na2SO4 к колонне НКТ 4 и закачивают в нее пачку водного раствора Na2SO4 в расчетном количестве согласно уравнения (1).
8. Отсоединяют второй насосный агрегат от колонны НКТ 4 и устанавливают третью разделительную манжету - пробку внутри колонны НКТ 4.
9. Наполняют второй насосный агрегат продавочной жидкостью (например, технической водой) и подсоединяют его к колонне НКТ 4.
10. Продавливают расчетное количество приготовленного водного раствора CaCI2 в межтрубное пространство 7, исходя из известного внутреннего объема НКТ 4, а также объемов водного раствора Na2SO4.
11. Наполняют первый насосный агрегат продавочной жидкостью (например, технической водой) и подсоединяют его к межтрубному пространству 7.
12. Производят одновременную продавку водного раствора CaCI2 и водного раствора Na2SO4 за обсадную колонну 2 в ремонтируемую зону при (одинаковой производительности насосных агрегатов) через верхние отверстия интервала перфорации 6 путем создания давления в межколонном пространстве 7 (с помощью первого насосного агрегата) и в НКТ 4 (с помощью второго насосного агрегата).
13. Закрывают задвижки на устье скважины и отсоединяем первый и второй насосные агрегаты.
14. Скважину выдерживают под давлением (не превышающем 70% от допускаемого внутреннего давления на трубы обсадной колонны) в течение времени, достаточного для протекания реакции, в результате которой в пустотах и флюидопроводящих каналах образуется гипс-алебастр по уравнению (1). (При уменьшении или сбросе давления возможно обратное движение прокачиваемых растворов CaCI2 и Na2SO4 из заколонного пространства во внутриколонное).
15. Устанавливают четвертую разделительную манжету - пробку внутри колонны НКТ 4 и производят закачку раствора полиакриламида в расчетном объеме в НКТ 4 при открытой задвижке межтрубного пространства 7.
16. Устанавливают пятую разделительную манжету - пробку в колонну НКТ 4 и присоединяют первый насосный агрегат с объемом продавочной жидкости, достаточным для продавливания пачки полиакриламида в ремонтируемую зону.
17. Продавливают пачку полиакриламида в ремонтируемую зону при закрытой задвижке межколонного пространства 7, а затем закрывают задвижки межтрубного пространства и НКТ и отсоединяют насосный агрегат от НКТ 4.
18. Выдерживают скважину в покое в течение времени, достаточного для образования гелеобразной массы.
19. Производят проверку герметичности заколонного пространства, вымывают песчаную пробку и производят очистку интервала перфорации от остатков гелеобразной массы полиакриламида, продуктов реакции и остатков разделительных манжет. \
20. Осуществляют вызов притока добываемой углеводородной продукции известными способами с последующим пуском скважины в эксплуатацию.
Предлагаемый способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовых скважинах может быть легко реализуем при использовании стандартных быстросъемных соединений (БСС) и другого стандартного оборудования, традиционно применяемого при проведении ремонтно-изоляционных работ [4] известных приемов, причем в качестве разделительных манжет-пробок может быть использован легко разрушаемый тампон из волокнистого материала (например, пакли), пропитанный гипсовым «молоком».
Кроме того, для разобщения пластов - коллекторов с различным флюидосодержанием (нефте-газо-водоносных), залегающих в стволе скважины на разных глубинах, закачка ремонтного состава в зону негерметичности заколонного пространства может производиться по данному способу не только через верхние перфорационные отверстия, но и через специальные (технологические) отверстия в обсадной колонне и с использованием другого известного нефтегазового оборудования [4].
Пример конкретной реализации способа проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине глубиной 985 метров (Краснодарский край).
Конструкция скважины: направление диаметром 426 мм, спущено на глубину 6 метров; кондуктор диаметром 245 мм, спущен на 250 м; техническая колонна диаметром 245 мм, спущена на 860 м; эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, спущена до глубины 985 м. Все колонны зацементированы до устья, однако заколонное пространство скважины оказалось негерметичным и вокруг устья наблюдались грифоны [5].
Порядок проведения РИР:
1. Подготовили рабочую площадку у устья скважины в соответствии с действующими нормативными документами и едиными правилами безопасности в нефтегазовой промышленности.
2. Подготовили оборудование для проведения РИР, доставили необходимые реагенты для приготовления рабочих растворов на земной поверхности при атмосферном давлении.
3. Заглушили скважину глинистым раствором плотностью 1240 кг/м3 во избежание флюидопроявлений.
4. Перед закачкой рабочих растворов CaCI2 и Na2SO4 в скважину, спустили следующую компоновку:
- пакер с опорой пятой, которая упирается в верхнюю часть фильтра, и циркуляционным клапаном;
- НКТ диаметром 89 мм, длиной 83 м;
- гидроперфоратор с двумя насадками диаметром 4 мм;
- НКТ диаметром 89 мм до устья.
5. Разгрузкой НКТ на 5÷6 т произвели распакеровку с последующей установкой на устье фонтанной арматуры, а затем опрессовали пакер давлением раствора 25,0 МПа через межтрубное пространство.
6. Промыли два технологических отверстия в эксплуатационной колонне на глубинах 881 и 887 метров с помощью гидроперфоратора и агрегата АН-700 при давлении 25 МПа.
7. Определили приемистость заколонного пространства после перфорации - она составила при давлении 14,0 МПа 0,51 м3 за 5 минут.
8. Приготовили по 1 м3 растворов CaCI2 и Na2SO4 (с целью обеспечения некоторого запаса ремонтного состава), исходя из количественных соотношений, определяемых условиями протекания реакции по уравнению (1). Так, для приготовления 1 м3 водного раствора CaCI2 с концентрацией 10% взяли 25,5 кг CaCI2 и 227,2 литров технической воды, а для приготовления водного раствора Na2SO4 с концентрацией 13% - 43,01 кг Na2SO4 и 288,01 литров технической воды.
9. Определили в лабораторных условиях время протекания реакции образования CaSO4 по уравнению (1) при температуре, равной температуре в зоне закачки (на глубинах 881 и 887 метров). Для данной скважины указанная температура составила 48,7°С, а время окончания реакции - 11 минут.
10. Подключили первый насосный агрегат к межколонному пространству, а второй - к НКТ и произвели одновременную закачку (продавку) водных растворов CaCI2 и Na2SO4 за обсадную колонну в ремонтируемую зону через технологические отверстия путем создания давления в межколонном пространстве (с помощью первого насосного агрегата) и в НКТ (с помощью второго насосного агрегата).
11. Закрыли задвижки на устье скважины и отключили первый и второй насосные агрегаты.
12. Скважину выдержали в покое под давлением в течение 20 минут.
13. Приготовили 1 м3 водного раствора полиакриламида с концентрацией 1%, при следующем расходе компонентов: 4,203 кг полиакриламида и 412 литров технической воды.
14. Произвели его закачку через НКТ и оставили скважину в покое на 6 часов для образования гелеобразной массы.
15. Проверили герметичность заколонного пространства, удалили песчаную пробку и произвели очистку интервала перфорации от остатков полиакриламида, продуктов реакции и разделительной манжеты.
В результате проведенных РИР, в заколонном пространстве скважины был сформирован непроницаемый для газа экран и скважина была пущена в работу без грифонов и межколонных давлений.
Источники информации
1. Будников П.П. Гипс и его исследование, второе исправленное и дополнительное издание, издательство академии наук СССР, Ленинград 1933 г., 266 с.
2. Вихтер Я.И. Производство гипса, всесоюзное учебно-педагогическое издательство, М., Профтехиздат Москва 1962, 242 с. с илл.
3. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Дадыка В.И., Материалы и реагенты для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. - 349 с. ил.
4. А.Г. Аветисов, А.Т., Кошелев, В.И. Крылов «Ремонтно-изоляционные работы при бурении нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1981. 215 с.
5. Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д. Ремонт газовых скважин. - М.: ОАО издательство «Недра», 1998 - 271 с: ил.
Claims (3)
- Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине, характеризующийся тем, что производят закачку за обсадную колонну водного раствора хлористого кальция с концентрацией 10-12% и водного раствора сульфата натрия с концентрацией 13-15% при давлении, не превышающем 70% от допускаемого внутреннего давления на трубы обсадной колонны, выдерживают скважину в покое 15-30 мин до завершения образования осадка CaSO4 по формуле (1)
-
- а затем закачивают водный раствор полиакриламида с концентрацией 0,5-3%, для создания эффекта докрепления изолируемого интервала при том же значении давления с последующей выдержкой скважины в течение 2-7 ч до завершения процесса гелеобразования.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019117645A RU2723416C1 (ru) | 2019-06-06 | 2019-06-06 | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019117645A RU2723416C1 (ru) | 2019-06-06 | 2019-06-06 | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2723416C1 true RU2723416C1 (ru) | 2020-06-11 |
Family
ID=71096066
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019117645A RU2723416C1 (ru) | 2019-06-06 | 2019-06-06 | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2723416C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2768785C1 (ru) * | 2021-03-24 | 2022-03-24 | Ильшат Ахметович Мустафин | Способ восстановления разрушенных месторождений нефти |
| RU2785984C1 (ru) * | 2022-04-12 | 2022-12-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Интеллект-Развитие-Технологии" | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2175053C1 (ru) * | 2000-02-14 | 2001-10-20 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
| RU2204016C1 (ru) * | 2001-10-12 | 2003-05-10 | Шарифуллин Фарид Абдуллович | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2405927C1 (ru) * | 2010-01-11 | 2010-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ликвидации зон поглощения в скважине |
| RU2447127C2 (ru) * | 2010-07-23 | 2012-04-10 | Ибрагим Измаилович Абызбаев | Состав для регулирования проницаемости неоднородного нефтяного пласта |
| WO2012080296A1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-06-21 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Process and fluid to improve the permeability of sandstone formations using a chelating agent |
-
2019
- 2019-06-06 RU RU2019117645A patent/RU2723416C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2175053C1 (ru) * | 2000-02-14 | 2001-10-20 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
| RU2204016C1 (ru) * | 2001-10-12 | 2003-05-10 | Шарифуллин Фарид Абдуллович | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2405927C1 (ru) * | 2010-01-11 | 2010-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ликвидации зон поглощения в скважине |
| RU2447127C2 (ru) * | 2010-07-23 | 2012-04-10 | Ибрагим Измаилович Абызбаев | Состав для регулирования проницаемости неоднородного нефтяного пласта |
| WO2012080296A1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-06-21 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Process and fluid to improve the permeability of sandstone formations using a chelating agent |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2768785C1 (ru) * | 2021-03-24 | 2022-03-24 | Ильшат Ахметович Мустафин | Способ восстановления разрушенных месторождений нефти |
| RU2785984C1 (ru) * | 2022-04-12 | 2022-12-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Интеллект-Развитие-Технологии" | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6732797B1 (en) | Method of forming a cementitious plug in a well | |
| SA517381160B1 (ar) | أسمنت ذاتي الالتئام يشتمل على بوليمر قادر على الانتفاخ في بيئة غازية | |
| NO20160856A1 (en) | Colloidal high aspect ratio nanosilica additives in sealants and methods relating thereto | |
| US10047587B2 (en) | Methods for producing fluid invasion resistant cement slurries | |
| RU2386787C9 (ru) | Способ строительства конструкции глубокой скважины, тампонажный раствор для его осуществления и конструкция глубокой скважины | |
| US20150232736A1 (en) | Methods for Producing Fluid Migration Resistant Cement Slurries | |
| AU2015390249A1 (en) | Fracture having a bottom portion of reduced permeability and a top portion having a higher permeability | |
| RU2571474C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
| US20180065891A1 (en) | Carbon dioxide-resistant portland based cement composition | |
| RU2320849C2 (ru) | Способ строительства и эксплуатации скважин | |
| RU2723416C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине | |
| US20080099202A1 (en) | Method of cementing well bores | |
| Gu et al. | Solidifying mud cake to improve cementing quality of shale gas well: a case study | |
| RU2580565C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
| AU2012301442A1 (en) | Carbon dioxide-resistant Portland based cement composition | |
| CN105567188B (zh) | 用于提高氰凝类堵漏剂堵漏性能的助剂及其制备方法，氰凝类堵漏剂 | |
| RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
| RU2209928C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения в скважине | |
| RU2459072C1 (ru) | Способ гидроразрыва малопроницаемого пласта нагнетательной скважины | |
| RU2378493C1 (ru) | Способ расконсервации нефтегазовой скважины с негерметичной эксплуатационной колонной в условиях наличия в разрезе многолетнемерзлых пород | |
| RU2283422C1 (ru) | Способ изоляции зон водопритока в скважине | |
| RU2519262C1 (ru) | Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами | |
| RU2273722C2 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
| RU2618539C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2528805C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи в неоднородных, высокообводненных, пористых и трещиновато-пористых, низко- и высокотемпературных продуктивных пластах |