Способ изоляции интервала негерметичности обсадной колонны в скважине
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах, в частности, для изоляции негерметичности обсадной колонны. Способ включает подачу в зону негерметичности полиуретанового предполимера с содержанием изоцианатных групп 2-10%, осуществляемую с помощью технологического внутрискважинного комплекта, обеспечивающего закачку предполимера без изменения его первоначальных свойств, технологическую выдержку на вспенивание и отверждение. В полиуретановый предполимер вводят дополнительно в поверхностных условиях внутренний катализатор в количестве 3-3,5 об.% В качестве катализатора используют глицерин или глицерин, содержащий 1,0 мас.% углекислого калия. Повышается технологичность и эффективность ремонтно-изоляционных работ. 1 ил., 2 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах, в частности для восстановления герметичности обсадных колонн и устранения межколонных проявлений при их эксплуатации.
Известен способ изоляции интервала негерметичности обсадной колонны в скважине, основанный на образовании вязкопластичной массы в зоне изоляции и прилегающей к ней зоне заколонного пространства, за счет реакции закачиваемой рабочей жидкости в виде щелочного стока капролактама - ЩСПК с проявляющим флюидом /RU № 2254443, 20.06.05/.
Недостатками способа являются многостадийность и сложность технологического процесса, требующие наличия большого количества техники и реагентов для его осуществления.
Известен способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины закачкой в межколонное пространство фенолоспиртов, отверждение которых происходит в пластовых условиях в температурном интервале 65-100°С /RU № 2153571, 27.07.00/.
Недостатками данного способа являются условия использования герметизирующего состава. Закачка его должна осуществляться при температуре ниже 65°С, а отверждение происходит при температуре выше 65°С, поэтому перед закачкой состава необходимы дополнительные операции по охлаждению обсадной колонны и межколонного пространства.
Наиболее близким по технической сущности является способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающий подачу в ремонтируемую зону полиуретанового предполимера с содержанием изоцианатных групп 2,0-30,0% и технологическую выдержку на вспенивание и отверждение состава.
Вспенивание и отверждение полиуретанового предполимера происходит при контакте его с водой. Чтобы исключить преждевременный контакт предполимера с водой, доставка его в зону изоляции в описываемом способе осуществляется по насосно-компрессорным трубам (НКТ), в которые до состава и после него закачивают безводную жидкость (например, безводную нефть) /RU № 2231625, 27.06.04./.
Недостатком способа является то, что в процессе доставки предполимера в ремонтируемую зону происходит смешивание его с безводной жидкостью (например, безводной нефтью) и, соответственно, бесконтрольное разбавление и потеря технологических свойств.
Другим недостатком является отсутствие в закачиваемом предполимере внутреннего катализатора отверждения. В пластовых условиях полиуретановый предполимер, являясь гидрофобным материалом, не смешивается с водой и отверждение его будет происходить лишь в зоне непосредственного контакта с водой, в то время как остальная часть будет оставаться неотвержденной.
Целью изобретения является повышение технологичности и эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет создания условий доставки изоляционного материала на основе полиуретанового предполимера в зону негерметичности без изменения его свойств и равномерного отверждения по всей массе после продавливания в объект изоляции.
Поставленная цель достигается тем, что в способе изоляции интервала негерметичности обсадной колонны в скважине, включающем подачу в зону негерметичности полиуретанового предполимера (форполимера) и технологическую выдержку на отверждение, согласно изобретению доставку изоляционного материала к интервалу негерметичности обсадной колонны осуществляют с использованием технологического внутрискважинного комплекта (ТВК), а в полиуретановый предполимер вводят дополнительно в поверхностных условиях внутренний катализатор в количестве 3,0-3,5 об.%, который обеспечивает равномерное отверждение состава по всему объему.
Преимуществом предлагаемого способа является возможность доставки тампонирующего материала непосредственно в область негерметичности обсадной колонны без изменения его свойств, а использование гидрофобного, отверждаемого по всему объему, обладающего высокой адгезией с металлом и высокими прочностными характеристиками материала позволяет проводить надежную изоляцию малыми объемами, что повышает экономичность способа и исключает опасность кольматации продуктивного пласта.
На чертеже изображен общий вид ТВК, спущенный в скважину. ТВК состоит из мостовой пробки 1, узла закачки 2, включающего пакер-ретейнер 3 и обратный клапан 4, узла установки механического типа 5, контейнера 6, которым являются насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 114 мм, включающего в себя конусное седло 7, срезной штифт 8, герметизирующее кольцо 9, продавочную пробку 10 и разъединитель 11.
Основным закачиваемым реагентом является полиуретановый форполимер - «Трифор-М», выпускаемый по ТУ 2294-001-78523928-2005, представляющий собой продукт взаимодействия полиоксипропиленгликоля и толуилендиизоцианата. Это вязкая, однородная, гидрофобная жидкость с плотностью 1,05-1,07 г/см3 и содержанием изоцианатных групп (NCO) 2,0-10,0%. Продукт экологически безвреден, пожаровзрывобезопасен, коррозионно не активен.
В качестве внутреннего катализатора отверждения используется многоатомный спирт - глицерин, для температурных условий пласта 60°С и выше, или глицерин, содержащий 1,0 мас.% углекислого калия - К2СО3, для температурных условий пласта ниже 60°С.
Глицерин - вязкая, бесцветная, сладковатая на вкус жидкость. Широко используется в медицине и косметике. Экологически безопасен. Выпускается по ГОСТ 6259-75.
Для обоснования осуществления предлагаемого способа изоляции интервала негерметичности обсадной колонны с использованием полиуретанового предполимера, содержащего внутренний катализатор отверждения, были проведены лабораторные испытания по оценке времени отверждения полимерной композиции при различных температурах и определению прочностных и адгезионных свойств отвержденного материала.
Время отверждения состава определялось от момента смешивания компонентов до момента потери подвижности состава при различных температурах.
Прочность отвержденных образцов определялась по ГОСТ 310.4-84 в соответствии с требованиями ГОСТ 26798.2-85 по пределу прочности на сжатие.
Адгезионная прочность составов определялась по начальному градиенту давления сдвига полимерной пробки, длиной 30 мм, создаваемой в центре металлического кернодержателя длиной 100 мм и диаметром 26 мм. Пространства от торцов керна до полимерной пробки заполнялись с одной стороны водой, с другой - песком, насыщенным водой, и герметично завинчивались фланцами с отводными трубками.
Подготовленные таким образом керны подсоединялись к насосу высокого давления стороной, заполненной водой (испытание прочности на избыточное репрессионное давление), или стороной, заполненной песком (испытание на избыточное депрессионное давление).
Резкое падение давления при проведении испытаний свидетельствует о нарушении герметичности полимерной пробки.
Данные экспериментов представлены в таблицах 1 и 2.
| Таблица 1 | |||||
| Компоненты состава, об.% | Время потери подвижности, час., при температуре, °С. | ||||
| форполимер | отвердитель | 30 | 45 | 60 | 90 |
| 100 | 3,0 | 70 | 48 | 24 | 7 |
| 100 | 3,5 | 68 | 45 | 20 | 6 |
| 100 | 3,0* | 30 | 15 | 8 | 2 |
| 100 | 3,5* | 10 | 7 | 2 | - |
| Отвердитель - глицерин. | |||||
| Отвердитель* - глицерин, содержащий 1,0% К2СО3. |
| Таблица 2 | |||||
| Компоненты состава, об.% | Тэксп., °С. | Прочность на сжатие, МПа. | Градиент давления сдвига, МПа | ||
| полимер | отверд. | репрессии | депрессии | ||
| 100 | 3,5* | 20 | 9,0 | >40 | 4,0 |
| 100 | 3,5* | 30 | 9,2 | >40 | 4,15 |
| 100 | 3,0* | 45 | 9,5 | >40 | 4,3 |
| 100 | 3,5 | 60 | 10,0 | >40 | 4,4 |
| 100 | 3,0 | 90 | 10,0 | >40 | 4,3 |
Создавать давление более 40 МПа не позволило лабораторное оборудование. Составу присвоено название Маг-2К.
Таким образом, лабораторные испытания подтверждают надежность предлагаемого способа изоляции интервала негерметичности обсадных колонн в скважине закачкой полиуретанового предполимера с отвердителем при возможных существующих градиентах давления в призабойной зоне. Большим преимуществом предлагаемого способа является экологическая безопасность используемых при его осуществлении реагентов. Предлагаемый способ изоляции интервала негерметичности обсадной колонны в скважине осуществляют следующим образом. Предварительно уточняют местоположение негерметичности колонны геофизическими или промысловыми исследованиями, определяют гидродинамическую обстановку в скважине - приемистость, наличие движения жидкости по межтрубному пространству, проводят шаблонирование и скреперование колонны в интервале установки элементов ТВК. Спуск ТВК в скважину осуществляют на инструменте (НКТ) 12, позволяющем проводить технологические операции при давлении не менее 30 МПа и выдерживающем нагрузки на кручение и разрыв согласно паспортным характеристикам пакера-ретейнера 3. На первом этапе работ по устранению негерметичности колонны производят спуск и установку мостовой пробки 1 на 3-5 метров ниже нижнего интервала негерметичности обсадной колонны 13, после чего установочный узел 5 и инструмент 12 поднимают на поверхность. Затем на устье скважины производят монтаж узла закачки 2, узла установки 5 и всех секций контейнера 6. Контейнер 6, спущенный в скважину, через открытый верхний конец заполняют заранее рассчитанным и приготовленным объемом тампонажного состава и устанавливают продавочную пробку 10. Собранный комплект спускают на инструменте 12 в скважину и устанавливают на кровле интервала негерметичности. Производят посадку пакера-ретейнера 3 вращением колонны труб, опрессовку пакера-ретейнера по затрубному пространству. Путем создания избыточного давления на устье скважины от насосного агрегата происходит срезание штифта 8 и открытие канала для движения тампонажного состава в подпакерную зону и зону негерметичности. Закачка продолжается до посадки продавочной пробки 10 на конусное седло 7 и получения сигнала «стоп». Стравливанием давления в инструменте 12 на устье производят закрытие обратного клапана 4. После уравновешивания трубного давления с атмосферным производят расстыковку и подъем контейнера 6 и установочного узла 5.Тампонажный состав оставляют на отверждение в межпакерной зоне и зоне негерметичности под избыточным давлением. После этого в скважину спускают компановку для разбуривания пакеров и моста. Герметичность колонны определяют стандартными методами опрессовки давлением и снижения уровня. При широком внедрении на нефтегазовых месторождениях предлагаемый способ позволит значительно повысить технологичность и эффективность ремонтно-изоляционных работ в скважинах.
Способ изоляции интервала негерметичности обсадной колонны в скважине, включающий подачу в зону негерметичности полиуретанового предполимера с содержанием изоцианатных групп 2-10%, и технологическую выдержку на вспенивание и отверждение, отличающийся тем, что доставку изоляционного материала к интервалу негерметичности обсадной колонны осуществляют с помощью технологического внутрискважинного комплекта, обеспечивающего закачку полиуретанового предполимера в зону изоляции без изменения его первоначальных свойств, а в полиуретановый предполимер вводят дополнительно в поверхностных условиях внутренний катализатор в количестве 3,0-3,5 об.%, в качестве которого используют глицерин или глицерин, содержащий 1,0 мас.% углекислого калия, за счет чего происходит равномерное отверждение состава по всему объему.
