главная / банк технологий / ремонтно-изоляционные работы (...

Новые технологии и материалы для ремонтно-изоляционных работ в скважинах


Специалисты ВНИИБТ разработали новые технологические схемы и составы для эффективной работы буровых скважин
 
автор статьи - Б.М. Курочкин. НПО "Буровая техника" – ВНИИБТ источник: Журнал "НефтеГазоПромысловый ИНЖИНИРИНГ"
 
Cистема подземных хранилищ газа состоит из большого количества скважин, обслуживание которых связано с рядом сложных проблем. К таким проблемам относятся вопросы достижения высокого качества крепления скважин до начала их ввода в эксплуатацию и после ввода в процессе длительной их эксплуатации.
 
При длительной эксплуатации скважин нарушается герметичность обсадных колонн, появляются локальные очаги миграции газа по затрубному пространству скважин. При нарушении целостности колонн в нагнетательных скважинах существенно снижается их эффективность.
 
В последние годы ВНИИБТ разработаны новые технологические схемы и составы для изоляции водоносных пластов, каналов перетока флюидов по затрубному пространству и составы для изоляции нарушений в резьбовых соединениях обсадных колонн. Они применимы для изоляции нарушений крепи как в интервалах продуктивной толщи, так и в других интервалах по всему геологическому разрезу скважин.
 
В основе одной из технологий стало применение водонабухающего полимера (ВНП), который представляет собой полимер на основе акриамида АК_639, изготавливаемый в виде порошка и гелевых частиц [1]. ВНП способен поглощать пресную воду до 80 г на 1 г. В дистиллированной воде водопоглощение увеличивается в 8…10 раз.
Структура макромолекулы ВНП представляет собой с упруго пространственную решетку, которая припоглощении воды распрямляется, удерживая воду. При этом частицы геля не переходят в жидкость.
 
Наибольшее распространение при изоляционных работах нашло ВНП марки В_415 и В_415Г. Цифры обозначают способность полимера поглотить в граммах дистиллированную воду на 1 г, а "Г" в марке ВНП – вид полимера. В гелеобразном полимере сухого вещества в 2,5_3 раза меньше, чем в порошке ВНП. Способ применения ВНП основан на использовании эффекта набухания полимера в пресной воде.
 
Обычная схема изоляционных работ заключается в следующем: закачка буфера из пресной воды, ВНП затворенный на пресной воде, и цементный раствор, закачиваемый для восстановления нарушенной перфорацией крепи и перекрытия каналов перетока пластовой воды из водоносных пластов в нефтяные.
 
Новые технологии и материалы для ремонтно-изоляционных работ в скважинах (  )
 
ВНП в основном играет роль буфера, использование которого не может нанести непоправимый вред продуктивности нефтяного пласта. ВНП разрушается под действием кислоты и пластовой воды. При установке буфера в пласте его разрушение происходит очень медленно по поверхности контакта с пластовой водой.
 
ВНИИБТ довольно широко в последние несколько лет применяет ВНП в нефтяных районах Татарстана [2,3,4].
 
При капитальном ремонте скважин технология изоляционных работ с использованием водонабухающего полимера (ВНП) применяется при водо_изоляционных работах, герметизации эксплуатационных колонн, ликвидации заколонных перетоков, выравнивании профиля приемистости, ликвидации поглощения бурового раствора при углублении забоя через башмак эксплуатационной колонны.
 
Анализ применения ВНП при КРС проведен по выполненным объемам изоляционных работ в
НГДУ "Азнакаевскнефть", "Заинскнефть", "Елховнефть", "Лениногорскнефть", "Иркеннефть", "Джалильнефть", где за период с 1997 по 2002 г. были произведены РИР с применением ВНП в 100 скважинах. При этом в 80% случаев результат был положительный. Наиболее часто ВНП применялся при ликвидации заколонных перетоков, изоляции вод и герметизации эксплуатационных колонн.
 
Набольший объем ремонтноизоляционных работ в Татарстане связан с ликвидацией перетока пластовых вод в продуктивные пласты.
 
Проведенные в течение ряда лет поисковые работы ВНИИБТ совместно с лабораторией Ярославского завода "СК_Премьер" позволили создать новый вид полимерного состава, который гидрофобен как в жидком виде так и в отвердевшем состоянии.
 
Состав получил название гидрофобный полимерный тампонажный состав (ГПТС). Состав успешно прошел промысловые испытания в НГДУ "Нурлатнефть" ОАО "Татнефть" при изоляции низкопроницаемых песчаников [5].
 
Основные свойства ГПТС:
• плотность менее 1000 кг/куб.м,
• не разбавляется пластовыми водами, т. к. является гидрофобным,
• обладает хорошей текучестью, необходимой для закачивания в скважину и продавливания в изолируемый пласт,
• сроки схватывания или динамика повышения структурно-механических свойств (отверждение) зависят
от выбора отвердителя и температуры, существующей в скважине.
 
При температурах более +70°С отверждение осуществляется при контакте с водой.
• вязкость 3_4 Па с, при технологической необходимости легко разбавляется углеводородными жидкостями: нефтью, дизельным топливом и т. д.,
• при изоляционных работах в скважинах с большой приемистостью (более 5_10 куб.м/ч при избыточном давлении 10 кгс/кв.см) может быть наполнен твердой фазой: цементом, резиновой крошкой, глинопорошком и т. д.
• является морозоустойчивым до40°С, технологичен и не требует применения специального оборудования.
 
ГПТС представляет собой систему, состоящую из полимера в углеводородной жидкости и отвердителя, который используется для отверждения состава при температурах ниже +70°С.
 
Диапазон применения ГПТС – от нарушений резьбовых соединений в колонне и породах от низкопроницаемых песчаников до трещиноватых карбонатов.
 
ГПТС имеет широкую перспективу применения при ликвидации не только нарушений с низкой проницаемой способностью для тампонажных составов, таких как резьбовые соединения, но при ликвидации нарушений в обсадных колоннах в интервалах солевых отложений, где нужна очень высокая коррозионная стойкость тампонажного материала.
 
Новые технологии и материалы для ремонтно-изоляционных работ в скважинах (  )
 
Преимущества ГПТС, как изоляционного материала заключаются в том, что не требуется специальный отвердитель. Основным отвердителем для ГПТС является вода, которая вводится в состав в количестве 3% еще на поверхности, до закачки в скважину.
 
Простота технологии приготовления состава перед использованием открывает возможность закачки ГПТС в скважины, эксплуатирующиеся с выносом песка с продавкой состава в глубину разрушающегося пласта, тем самым позволяет укрепить его матрицу и прекратить ее разрушение.
 
Большое количество скважин на газовых месторождениях эксплуатируются при наличии газопроявлений по межколонному пространству промежуточных обсадных колонн. Этот тип осложнений наиболее часто встречается в наклонных скважинах. В наклонных скважинах на качество цементирования отрицательное влияние оказывает эксцентричность расположения обсадной колонны в стволе и наличие развитой кавернозности ствола.
 
Примеры реализации технологии ремонтно-изоляционных работ в скважинах с применением применения ВНП и ГПТС .
1. Как селективный изоляционный материал ВНП применялся в скважинах, обводненных на 80_90%.
ВНП в пресной воде задавливался в продуктивный пласт в целях создания экрана в приствольной
части скважины. Через 16_24 часа производилась закачка цементного раствора.
При изоляционной работе исходили из следующих положений:
• промытые водой каналы имеют большой диаметр и длину,
• нефтезаполненные каналы малы по размеру и длине. Цементный раствор при закачке в основном заходит в крупные каналы, попаданию его в мелкие (нефтяные) препятствует высокое сопротивление сдвигу ВНП.
 
Начальное напряжение сдвигу выражается формулой:
 
 
 
Цементный раствор при закачке преимущественно будет продвигаться по крупным каналам и
перекрывать входные отверстия самых крупных каналов. После отверждения цементного раствора в
интервале нефтяного пласта вновь делается перфорация.
 
2. Отсечение подошвенных вод или водяного конуса с помощью ВНП bли ГПТС.
2.1. Применение ВНП (рис.1).
 
Позиция I. В водной части пласта сделан специальный прострел - перфорация.
 
Позиция II. В скважину спущен пакер и запакерован. Через спецотверстия закачан ВНП и сделана выдержка 16_124 ч.
 
Позиция III. При распакерованом пакере в скважину закачивается цементный раствор при открытом
затрубном пространстве. При подходе цементного раствора к пакеру он запакеровывается. Цементный
раствор продавливается за колонну
2.2. Применение ГПТС (рис.1).
Схема изменяется. Позиция II – перфорация в водоносной части.
Позиция III. При запакерованном пакере в скважину закачивается ГПТС и цементный раствор. В некоторых случаях цементный раствор не используется.
3. Изоляция перетоков пластовых вод по затрубному пространству (рис.2).
Позиция I – схема взаимодействия пластов.
Позиция II. В скважину были закачаны ВНП и ГПТС при установленном пакере и заранее сделанном перфорационном отверстии в водоносном пласте. Показано – изоляционный пласт и каналы перетока.
4. Ремонт в скважинах м применением ГПТС ( рис.2 Позиция III и IV).
ГПТС применим при изоляции пропусков через резьбовые соединения, при негерметичности, установленных в обсадной колонне пластырей, дополнительных колонн-"летучек".
5. Установка пакер-моста из ГПТС в нижней части промежуточных обсадных колонн (рис. 3).
 
Новые технологии и материалы для ремонтно-изоляционных работ в скважинах (  )
 
ГПТС закачивается вслед за цементным раствором при цементаже обсадной колонны. Наличие пластичного резиноподобного моста исключает поступление газа из эксплуатационной колонны.
 
Новые технологии и материалы для ремонтно-изоляционных работ в скважинах (  )
 
ВЫВОДЫ.
При строительстве и эксплуатации газовых скважин в сложных геологических условиях актуален опыт применения новых технологий и составов для обеспечения повышения сроков их жизнедеятельности.
При большом многообразии видов ремонтно-изоляционных работ в скважинах на газовых месторождениях и ПХГ применение ВНП может найти широкое применение.
 
Новый изоляционный материал ГПТС, обладающий высокой проникающей способностью, гидрофобностью, стойкостью к разрушению в углеводородной среде, необходимо рекомендовать к применению для ликвидации нарушений в резьбовых соединениях обсадных колонн, а также для установки пакер-мостов в нижней части промежуточных колонн с целью недопущению перетоков газа по затрубному пространству.
 
Литература
1. Патент РФ №2141029.
2. Курочкин Б.М., Гилязов Ш.Я., Манапов И.З. Применение ВНП при
изоляционных работах. М., НТЖ, нефтепромысловое дело, № 10, 1997 г., с.
21_24.
3. Курочкин Б.М., Хананов С.Н., Кашапов С.А., Федоров В.А. Ремонтные
изоляционные работы в скважинах. М., НТЖ, Нефтепромысловое дело., № 8_
9, 1998 г., с. 30_34.
4. Курочкин Б.М. Применение цементного раствора с высокой тиксотропией
при ремонте скважин. М., НХ, № 6, 2001 г., с. 30_34.
5. Курочкин Б.М., Сафиуллин Р.А., Манапов И.З., Гилязов Ш.Я. Применение
ГПТС при изоляционных работах в скважинах. М., НТЖ, Бурение,
ВНИИОЭНГ, № 12, 1998 г., с. 23_24. 
Вступить в Ассоциацию! Члены Ассоциации
Все права защищены
© АсБур 2005-2015