Способ проведения ремонтно-изоляционных работ эксплуатационной скважины двухкомпонентным тампонажным составом (дтс)

Изобретение относится к области нефтегазодобычи и может быть применено при проведении ремонта эксплуатационных скважин путем закачивания тампонажного состава в поры и трещины породы. Способ включает определение фильтрационных и температурных параметров интервала нарушения, расчёт оптимального времени затвердевания двухкомпонентного тампонажного состава, производство партии двухкомпонентного тампонажного состава с заданными свойствами, размещение в скважине насосно-компрессорных труб вблизи интервала нарушения и закачивание двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения. При этом определение параметров интервала нарушения включает определение температуры и проницаемости интервала нарушения. Расчёт оптимального времени затвердевания двухкомпонентного тампонажного состава производят с учетом температуры и проницаемости интервала нарушения. Закачивание двухкомпонентного тампонажного состава производят с учетом времени затвердевания состава до достижения давления состава в диапазоне 25—30 МПа. Техническим результатом является обеспечение возможности герметизации каналов водоносного пласта, имеющих различную природу проницаемости, за один цикл закачивания двухкомпонентного тампонажного состава.

 

Изобретение относится к области нефтегазодобычи и может быть применено при проведении ремонта эксплуатационных скважин путем закачивания тампонажного состава в поры и трещины породы.

Известен способ изоляции и ограничения водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины, включающий спуск в скважину насосно-компрессорных труб, закачивание в интервал нарушения высоковязкой гидрофобной жидкости в количестве 2-10 м3/ 1 погонный метр интервала нарушения и закачивание тампонажного состава в интервал нарушения, имеющего плотность, равную плотности гидрофобной жидкости и вязкость в диапазоне от 750 до 2500 Па при скорости сдвига 2-600 с-1 [RU2247825, дата публикации: 10.03.2005 г., МПК: E21B 33/138]

Известен способ изоляции водопритока в скважину, включающий закачивание в интервал нарушения тампонажной смеси, которая состоит из формальдегидной смолы и отвердителя в виде кислоты, при этом закачивание кислоты и тампонажной смеси проводят в непрерывном режиме при давлении, выше давления разрыва данного пласта, с последующим отверждением тампонажной смеси без снижения давления закачивания [RU2325507, дата публикации: 20.07.2007 г., МПК: E21B 33/138].

В качестве прототипа выбран способ проведения ремонтно-изоляционных работ эксплуатационной колонны скважины, включающий спуск насосно-компрессорных труб (НКТ), установку открытого конца НКТ на глубине ниже интервала нарушения, заполнение эксплуатационной колонны технологической жидкостью до выхода технологической жидкости на поверхность, определение приемистости интервала нарушения, выбор типа двухкомпонентного тампонажного состава, создание циркуляции технологической жидкости температурой 5-10 ⁰С и плотностью меньше или больше плотности закачиваемого двухкомпонентного тампонажного состава с последующим непрерывным закачиванием двухкомпонентного тампонажного состава в НКТ и его продавливанием технологической жидкостью до равновесия столбов жидкости в НКТ и кольцевом пространстве за НКТ, поднятие НКТ, до достижения верхней границы двухкомпонентного тампонажного состава, закачивание двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения с расходом не более 2 л/c до достижения давления на 10% ниже предельно допустимого давления на скважину, последующее периодическое подкачивание по мере снижения давления двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения до остановки приемистости интервала нарушения, плавное снижение давления в стволе до 40-60% от достигнутого в процессе подкачивания [RU2520217, дата публикации: 20.06.2014 г., МПК: E21B 33/138, С09K 8/44].

Недостатком прототипа и известных способов проведения ремонтно-изоляционных работ является низкая вероятность герметизации активных и неактивных каналов водоносного пласта за один цикл закачивания двухкомпонентного тампонажного состава. Это происходит потому, что тампонажный состав при закачивании поступает по пути наименьшего сопротивления с потоком жидкости в активные каналы, вследствие чего при закачивании всего объема состава, либо объема, превышающего расчетный объем закачиваемого состава, может произойти герметизация только активных каналов водоносного пласта. При этом после завершения ремонтно-изоляционных работ жидкость из водоносного пласта может начать поступать в скважину через неактивные на момент закачивания каналы, что может привести к повторному обводнению скважины, и потребовать повторения трудоемкого и дорогостоящего процесса проведения ремонтно-изоляционных работ. В связи с этим возникает необходимость в способе, который будет обеспечивать возможность герметизации каналов водоносного пласта, имеющих различную природу проницаемости, за один цикл закачивания двухкомпонентного тампонажного состава.

Технической проблемой, на решение которой направлено изобретение, является расширение арсенала способов проведения ремонтно-изоляционных работ эксплуатационной скважины.

Техническим результатом, на достижение которого направлено изобретение, является обеспечение возможности герметизации каналов водоносного пласта, имеющих различную природу проницаемости, за один цикл закачивания двухкомпонентного тампонажного состава.

Сущность изобретения заключается в следующем.

Способ проведения ремонтно-изоляционных работ эксплуатационной скважины включает определение фильтрационных и температурных параметров интервала нарушения, расчёт оптимального времени затвердевания двухкомпонентного тампонажного состава, производство партии двухкомпонентного тампонажного состава с заданными свойствами, размещение в скважине насосно-компрессорных труб вблизи интервала нарушения и закачивание двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения. В отличие от прототипа определение параметров интервала нарушения включает определение температуры и проницаемости интервала нарушения, расчёт оптимального времени затвердевания двухкомпонентного тампонажного состава производят с учетом температуры и проницаемости интервала нарушения, а закачивание двухкомпонентного тампонажного состава производят с учетом времени затвердевания состава до достижения давления состава в диапазоне 25—30 МПа.

Определение температуры и проницаемости интервала нарушения подразумевает получение данных динамики изменения значений температуры по стволу «остановленной скважины», температуры и проницаемости интервала нарушения «работающей скважины». Проницаемость интервала нарушения может быть обусловлена природой активных каналов пласта (разрывная и/или трещинная, и/или пористая, и/или низкопористая, и/или капиллярная, и/или субкапиллярная и др.), а также количеством и размером активных и не активных каналов пласта. При этом определение температуры и проницаемости интервала нарушения может быть осуществлено любыми известными способами при помощи любых известных устройств для проведения геофизических измерений.

Двухкомпонентный тампонажный состав (ДТС) представляет собой жидкое вещество без твердых частиц и ограничений по максимальному значению давления закачивания, имеющее регулируемое время затвердевания. В качестве ДТС выбирают состав ООО «ПИТЦ Нефтеотдача», изготовленный по ТУ 2458-015-55058481-2004.

Расчёт оптимального времени затвердевания ДТС производят с учетом температуры и проницаемости интервала нарушения, что подразумевает определение начальной жидкотекучести и скорости изменения жидкотекучести в процессе движения ДТС по НКТ, его размещения в пласте с учётом фактических данных о значениях температурного поля и соблюдением условия потери жидкотекучести ДТС в активных каналах интервала нарушения в сочетании с сохранением текучести состава в процессе его закачивания в НКТ. Скорость изменения текучести ДТС обеспечивает возможность определения времени снижения жидкотекучести ДТС до нуля и может зависеть от температуры пути следования ДТС от ёмкости забора в насос до каналов интервала нарушения, планового объёма ДТС для проведения ремонтно изоляционных работ, расчётного времени закачки ДТС, обеспечивающего потерю текучести ДТС в активных каналах пласта, при сохранении текучести ДТС на участке от ёмкости забора реагента до изолируемого пласта.

Расчёт оптимального времени затвердевания ДТС с учетом температуры и проницаемости интервала нарушения может быть произведен по формуле (1):

tзатв. = RT2, (1)

где R-коэффициент затвердевания, который задается при производстве ДТС,

T – температура интервала нарушения.

При изготовлении ДТС учитываются исходные параметры и необходимость соблюдения следующего условия:

tзатв. нкт) > tзатв. пласта),

tзатв. нкт) < tзак.,

где tзак. – время закачивания ДТС,

Тнкт – температура внутри насосно компресорных труб,

Тпласта – температура внутри пласта.

Определение начальной жидкотекучести ДТС может быть осуществлено по формуле (2):

, (2)

где Q – расход реагента, необходимый для размещения в изолируемом интервале нарушения,

rскв. – радиус скважины,

K – коэффициент жидкотекучести ДТС,

h – толщина коллектора в интервале нарушения,

Pзак. – давление закачивания ДТС,

k – коэффициент проницаемости интервала нарушения.

Определение скорости изменения жидкотекучести ДТС может быть осуществлено по формуле (3):

V= E*tзатв, (3)

где E - коэффициент динамики жидкотекучести.

Определение времени сохранения жидкотекучести можно определить по формуле (4):

tжт = М/ V, (4)

где М- начальная жидкотекучесть состава,

V– скорость изменения жидкотекучести состава.

В стандартных лабораторных условиях время соханения жидкотекучести соответствует времени увеличения вязкости активизированного ДТС до 2 Па*с. ДТС с вязкостью более 2 Па*с может продвигаться по манифольдам, НКТ, крупным каналам и трещинам пласта после прохождения через насос высокого давления, но уже не может перемещаться обратно к насосу.

Размещение насосно-компрессорных труб с пакером в скважине вблизи интервала нарушения обеспечивает возможность транспортирования двухкомпонентного тампонажного состава до уровня интервала нарушения. При этом погружение насосно-компрессорных труб может быть осуществлено любыми известными способами при помощи любого известного оборудования.

Закачивание двухкомпонентного тампонажного состава внутрь интервала нарушения подразумевает проталкивание его в интервал нарушения через насосно-компрессорные трубы насосом высокого давления с последующей продавкой технологической жидкостью.

Закачивание двухкомпонентного тампонажного состава с учетом времени его затвердевания подразумевает управление скоростью закачивания состава с учётом динамики жидкотекучести, что обеспечивает кольматацию активных каналов пласта и перенаправление закачиваемых объёмов изоляционного состава в изначально неактивные каналы фильтрации. При этом закачивание состава с учетом времени его затвердевания может быть осуществлено с предельно низким давлением и расходом для недопущения выхода большого объема состава за пределы планируемого изоляционного экрана вглубь пласта через активные каналы.

Закачивание двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения производят до достижения давления 25-30 МПа, после чего без срыва пакера выполняется продавка состава из НКТ в пласт технической водой, что обеспечивает возможность заполнения всех неактивных каналов, способных обводнять скважину при стандартных значениях депрессии, т.е. формирования герметичного водоизоляционного экрана в области интервала нарушения. При этом достижение необходимого давления может быть произведено с низким и/или высоким темпом закачивания состава в интервал нарушения. Низкое давление закачивания состава подразумевает значение в диапазоне 5-30% от достигаемого давления и обеспечивает возможность снижения объема состава, необходимого для формирования герметичного водоизоляционного экрана. Высокое давление скорости закачивания состава подразумевает значение в диапазоне 30-70% от достигаемого давления и обеспечивает возможность повышения вероятности заполнения неактивных на момент закачивания состава каналов водоносного пласта.

Изобретение обладает следующими ранее не известными из уровня техники существенными отличительными признаками:

⎯ определение параметров интервала нарушения включает определение температуры и проницаемости интервала нарушения, а определение скорости затвердевания двухкомпонентного тампонажного состава производят с учетом температуры и проницаемости интервала нарушения, что позволяет определить необходимое время затвердевания двухкомпонентного тампонажного состава при его движении внутри интервала нарушения;

⎯ закачивание двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения производят с учетом времени затвердевания состава, что позволяет определить необходимое время закачивания двухкомпонентного тампонажного состава и осуществить герметизацию активных каналов пласта таким образом, чтобы первые порции состава, разместившиеся в наиболее проницаемых пропластках, загустели до потери жидкотекучести, а последующие части состава поступали в менее проницаемые пропластки;

⎯ закачивание двухкомпонентного тампонажного состава производят до достижения давления состава в диапазоне 25—30 МПа, что позволяет осуществить герметизацию неактивных каналов пласта.

Существенные признаки изобретения позволяют определить необходимое время затвердевания двухкомпонентного тампонажного состава, определить необходимую скорость закачивания двухкомпонентного тампонажного состава и осуществить герметизацию активных и неактивных каналов пласта за один цикл закачивания двухкомпонентного тампонажного состава, благодаря чему достигается технический результат, заключающийся в обеспечении возможности герметизации каналов водоносного пласта, имеющих различную природу проницаемости, за одну технологическую операцию, тем самым расширяется арсенал способов проведения ремонтно-изоляционных работ эксплуатационной скважины.

Наличие ранее неизвестных из уровня техники существенных признаков свидетельствует о соответствии изобретения критерию патентоспособности «новизна».

Существенные признаки изобретения обеспечивают возможность достижения неочевидного технического результата, заключающегося в обеспечении возможности герметизации каналов водоносного пласта, имеющих различную природу проницаемости, за один цикл закачивания двухкомпонентного тампонажного состава. Это происходит за счет того, что перед началом работ дополнительно производят определение температуры и проницаемости интервала нарушения, что позволяет получить данные о динамике изменения этих величин по пути закачки реагента в пласте, при удалении от стенки скважины и о структуре пласта в целом. Одновременно с этим данные температуры и проницаемости интервала нарушения также позволяют определить необходимые параметры состава, которые впоследствии обеспечат необходимую жидкотекучесть состава при его движении вглубь пласта, несмотря на изменение температуры пласта и сопротивление пласта составу, из-за изменения его проницаемости. При этом данные о времени затвердевания тампонажного состава внутри интервала нарушения позволяют определить момент заполнения активных каналов пласта и отвердевания в них тампонажного состава, а достижение давления в 25-30 МПа позволяет определить переход тампонажного состава в неактивные каналы пласта с последующим его отвердеванием в них, что позволяет полностью загерметизировать интервал нарушения. Это свидетельствует о соответствии изобретения критерию патентоспособности «изобретательский уровень».

Изобретение может быть реализовано при помощи известных средств, материалов и технологий, что свидетельствует о его соответствии критерию патентоспособности «промышленная применимость».

Изобретение реализуется следующим образом.

Для определения параметров интервала нарушения эксплуатационной скважины, находящегося на глубине 1865 м, проводили ее геофизическое исследование путем погружения в нее геофизического каротажного зонда. Посредством термокаротажа и потокометрических исследований получали данные температуры и проницаемости интервала нарушения эксплуатационной скважины. При этом температура интервала нарушения находилась в диапазоне от 25°С до 26°С в граничной зоне интервала нарушения и изменялась до 28°С в области пласта, при этом температура ствола скважины в интервале 1865-0 менялась от 25°С до 12°С Также было установлено, что подлежащий изоляции пласт имел трещинно поровый тип коллектора что обуславливало значительную долю неактивных каналов, и невозможность успешного выполнения изоляции за одну технологическую операцию. Общая проницаемость подлежащего изоляции пласта составляла 850 мД, при максимально допустимой, для обводнённого интервала, на месторождении - 5 мД.

По формулам 1 – 4 получили массивы данных и обработали их посредством программного обеспечения, основанном на методе итераций. По доступным для ликвидации нарушения рецептурам производства ООО «ПИТЦ Нефтеотдача» по ТУ 2458-015-55058481-2004 г., в соответствии с полученным расчётом изготовили необходимый объём ДТС, обладающий нужными параметрами, и доставили его на скважину.

В скважине на НКТ (НКТ73 марки К) разместили уплотнитель (пакер ПРО-ЯМО3-122-59-1000-Т100-К3) на глубине 1822 м, опрессовали оборудование на 45 МПа, герметизировали скважину. После этого в скважину закачали 8 м3 ДТС с продавкой технологической жидкостью в объёме НКТ. При этом состав в пласт закачивали в течение 40 мин при минимальном давлении, составляющем 5 МПа, в результате чего он проникал в активные каналы и заполнял их. При этом в процессе затвердевания состава в активных каналах на 40-й минуте регистрировали увеличение давления закачки до 15 МПа после чего состав при давлении закачки возросшем за 5 мин до 18 МПа, начал поступать в неактивные каналы и заполнял их. Закачивание состава производили при постоянной скорости с постепенным увеличением давления на 1 МПа/мин до достижения давления 27 МПа. На этих значениях плановый объём закачки и продавки оказался выполнен, после чего, не сбрасывая давления, перешли к мониторингу падения устьевого давления, который производился в течение 20 мин. Произошло снижение устьевого давления до 24 МПа, после чего, в течение часа давление оставалось неизменным. Через 1,5 часа после прекращения закачки устьевое давление стравили, через 6 часов после прекращения закачки приступили к подъёму НКТ и пакера. После восстановления забоя до первоначального (разбурки стакана ДТС с головы пробки из ДТС, зафиксированной на гл. 1844), скважина была опрессована избыточным давлением на 20 МПа (герметично) и снижением уровня до 1000 м. За 3 часа подъём уровня жидкости в скважине составил 4 м, что соответствует 0,2-0,4 м3/сут., при этом до ремонта приток воды из интервала нарушения составлял 40м3/сут.

Таким образом достигается технический результат, заключающийся в обеспечении возможности герметизации каналов водоносного пласта, имеющих различную природу проницаемости, за один цикл закачивания двухкомпонентного тампонажного состава, тем самым расширяется арсенал способов проведения ремонтно-изоляционных работ буровой скважины.

Способ проведения ремонтно-изоляционных работ эксплуатационной скважины, включающий определение фильтрационных и температурных параметров интервала нарушения, расчёт оптимального времени затвердевания двухкомпонентного тампонажного состава, производство партии двухкомпонентного тампонажного состава с заданными свойствами, размещение в скважине насосно-компрессорных труб вблизи интервала нарушения и закачивание двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения, отличающийся тем, что определение параметров интервала нарушения включает определение температуры и проницаемости интервала нарушения, расчёт оптимального времени затвердевания двухкомпонентного тампонажного состава производят с учетом температуры и проницаемости интервала нарушения, а закачивание двухкомпонентного тампонажного состава производят с учетом времени затвердевания состава до достижения давления состава в диапазоне 25-30 МПа.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для измерения теплофизических характеристик грунта, в том числе лунного грунта и грунта других небесных тел.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газоконденсатных месторождений для обеспечения максимального текущего и потенциально возможного конечного коэффициентов конденсатоотдачи благодаря оперативной оптимизации технологического режима эксплуатации каждой скважины индивидуально.

Изобретение относится к бурению горизонтальных скважин. Техническим результатом является обеспечение точности проводки скважины.

Изобретение относится к области геодезического пространственного мониторинга инженерных сооружений и природных объектов и может быть использовано как для наблюдений за осадками и деформациями инженерных сооружений, так и природных объектов (бугров, провалов, холмов, склонов, оползней и т.п.).

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для осуществления гидрохимического контроля за обводнением эксплуатационных скважин с использованием электрохимических методов анализа попутных вод.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для осуществления гидрохимического контроля за обводнением эксплуатационных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам контроля состояния цементного камня за обсадной колонной нефтегазовых скважин и качества цементирования.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин нефтяных месторождений в условиях низких пластовых давлений (близких к давлению насыщения нефти газом), а также низких пластовых температур.

Группа изобретений относится к способам прогнозирования изменений в подземном месторождении и способу прогнозирования изменений в погружных электрических насосных системах.

Изобретение относится к газодобыче и может быть применено при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Способ позволяет эффективно удалять жидкость из газовых или газоконденсатных скважин, обеспечивая стабильную добычу газа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.

Изобретение относится к области газодобычи, точнее к способам и технологическим составам, используемым при капитальном и текущем ремонте скважин для ограничения притоков пластовых вод в скважинах с аномально низкими пластовыми давлениями.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к сухим смесям для приготовления расширяющегося тампонажного раствора, используемого при цементировании скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в добывающих скважинах, регулирования охвата обрабатываемого пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие.

Группа изобретений относится к способу обеспечения отклонения подземного пласта. Указанный способ включает по меньшей мере одну стадию введения в подземный пласт водного раствора, содержащего по меньшей мере один термочувствительный сополимер a) по меньшей мере одного водорастворимого мономера, содержащего по меньшей мере одну ненасыщенную функциональную группу, способную к полимеризации с образованием водорастворимой главной цепи, и b) по меньшей мере одного макромономера формулы (I).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в высокотемпературных скважинах.

Настоящее изобретение относится к способу цементирования подземной скважины, содержащей обсадную колонну и поверхность ствола скважины, включающему этапы, на которых покрывают поверхность ствола скважины и наружную поверхность обсадной колонны несмешиваемой с водой текучей средой, получают композицию, содержащую воду, неорганический цемент и один или более материалов в виде частиц, которые набухают при контакте с несмешиваемой с водой текучей средой, причем подземную скважину пробуривают с использованием бурового раствора на водной основе.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи и может быть применено при проведении ремонта эксплуатационных скважин путем закачивания тампонажного состава в поры и трещины породы. Способ включает определение фильтрационных и температурных параметров интервала нарушения, расчёт оптимального времени затвердевания двухкомпонентного тампонажного состава, производство партии двухкомпонентного тампонажного состава с заданными свойствами, размещение в скважине насосно-компрессорных труб вблизи интервала нарушения и закачивание двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения. При этом определение параметров интервала нарушения включает определение температуры и проницаемости интервала нарушения. Расчёт оптимального времени затвердевания двухкомпонентного тампонажного состава производят с учетом температуры и проницаемости интервала нарушения. Закачивание двухкомпонентного тампонажного состава производят с учетом времени затвердевания состава до достижения давления состава в диапазоне 25—30 МПа. Техническим результатом является обеспечение возможности герметизации каналов водоносного пласта, имеющих различную природу проницаемости, за один цикл закачивания двухкомпонентного тампонажного состава.

Наверх