Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины

007238 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.%:CM-0,5 Вода или 30%-ный водосолевой раствор Остальное При необходимости сокращения сроков отверждения, а также для пластовых температур 50C и ниже в состав дополнительно вводят щелочь (NaOH или KOH) 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 20-90C 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 (бм) 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 (бц) и породой (бп) 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 25C, г/см 3 - 1,18-1,20. Плотность полимерной композиции, приготовленной на 30%-ном растворе хлористого натрия составляет при 25C, г/см 3 - 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. 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 P-lgt(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. Определяется отрезок на оси ординат от нуля до точки пересечения этой оси с продолжением прямолинейного участкаB = 41,5105 Па (по фиг. 3). 3. Определяется гидропроводность объекта изоляции где q = 0,0025 м 3/с - приемистость объекта изоляции до РИР. 4. Определяется пластовое давление, исходя из стабилизации избыточного буферного давления в точке 2 МПа где Ргидр - гидростатическое давление столба жидкости на глубине дефекта колонны 1200 м, Па;P(tкон) - избыточное буферное давление в момент стабилизации, Па. 5. Определяется величина репрессии на объект изоляции где P3 = Ргидр + Pбуф,Рбуф=10 МПа - максимальная величина давления приемистости объекта изоляции (см. фиг. 2). 7. Преобразовывается формула Дюпюи и определяется приемистость объекта изоляции при закачивании тампонажного состава за каждый цикл (продолжительность его 1 мин) и изменения давления с P1 = 2 МПа до P2 = 10 Мпаm.c. - динамическая вязкость тампонажного состава, определенная в лабораторных условиях с учетом перемешивания тампонажного состава с продавочной жидкостью, Пас. Проводится проверка результатов расчета. Фактически в интервал негерметичности было закачано 0,3 м тампонажного состава за 1 ч 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 где Тобщ - 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, M., 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. RU 2215009, 31.07.01, Е 21 В 33/138. 4. RU 2132448, 27.06.99, Е 21 В 33/138. Таблица 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 композицию следующего состава, мас.%: Смола ацетоноформальдегидная 80,0 Углекислый натрий (калий) 4,0-7,0 Окзил-СМ 0,5 Вода или 30%-ный водный раствор NaCl Остальное 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для пластовых температур 50C и ниже в состав дополнительно вводят щелочь (NaOH или KOH) в количестве 0,1-2,5 мас.%. 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.