Спосіб ліквідації міжколонних перетоків газу в свердловині

Винахід відноситься до нафтової та газової промисловості і може бути використаний для відновлення герметичності газових свердловин, а саме для ліквідації способів відновлення негерметичності обсадної колони. Відомий спосіб (див. Патент Росії №2017935 опубл. в Бюл. №15 від 15.08.94р.) по якому свердловину нагрівають до температури на 15¸30°С вище температури гірських порід з послідуючою закачкою в затрубний простір тампонуючого складу на основі насиченого водного розчину мінеральної солі. Недоліком даного способу є те, що нагрівання свердловини викликає розширення матеріалу обсадної колони та появу трі щин в цементному камені, які призводять до міжколонних перетоків. Найбільш близьким до заявляємого є спосіб відновлення герметичності обсадної колони (див. А.с. СРСР №1624127, Μ. кл. 4ЕВ33/13 опубл. в Бюл. №4 від 30.01.91 р.) шляхом закачки герметизуючої суміші з ізоляційного складу в місце негерметичності з попереднім його газуванням в стовбурі свердловини циклічною зміною витрати газу через ізоляційний склад та періодичного відкриття і закриття затрубного простору на амбар, що збільшує рухливість складу. Такий спосіб газування приводить до великих втрат ізоляційного складу за рахунок викиду його в амбар при продувках і не дає можливості зменшити швидкість спуску складу на вибій. Задачею винаходу є відновлення герметичності різьових з'єднань обсадної колони та підвищення безпеки експлуатації свердловини у відповідності з вимогами екології. Для вирішення поставленої задачі у відомому способі ліквідації міжколонних перетоків по нещільностях різьових з'єднань обсадної колони, що включає закачку герметизуючої суміші в затр убний простір, стосовно винаходу закачують компоненти мас. %: 2,5% водного розчину КМЦ - 60¸75, поверхнево-активної речовини 10¸15, азбестової крихти - 10¸30, з отриманням суміші гелеподібного стану, в якому азбестова крихта знаходиться у зваженому стані, під час закачки суміші її спінюють в піногенераторі, створюючи стійку піну для забезпечення зниження швидкості спуску суміші на вибій, та забезпечення контакту з внутрішньою стінкою обсадної колони в зоні негерметичності, підвищуючи імовірність попадання її в нещільності різьових з'єднань з потоком газу із затрубного в міжколонний простір, герметизуючи їх дрібними твердими частками азбестової крихти. Для закачування герметизуючої суміші (див. фіг.1) використовують цементувальний агрегат 1, з'єднаний через нагнітальну лінію 2 з піногенератором 3 що з'єднаний імпульсною трубкою 4 з манометричною стійкою трубного простору 5, яка знаходиться на викидній лінії трубного простору вузла глушіння свердловини 6. Піногенератор 3 з'єднаний нагнітальною лінією 2 з викидною лінією затрубного простору вузла глушіння свердловини 7. Поз. 8 засувки викидної лінії затрубного простору, поз. 9, засувки викидної лінії трубного простору. Монтаж піногенератора 3 виконується на нагнітальній лінії 2 цементувального агрегату 1 за допомогою швидкознімних з'єднань. Нагнітальна лінія 2 приєднується до викидної лінії затрубного простору вузла глушіння 7 свердловини. Імпульсна трубка 4 з'єднує піногенератор 3 з манометричною стійкою трубного простору 5, розміщеною на викидній лінії трубного простору вузла глушіння 6 свердловини. Під час закачки в затрубний простір свердловини герметизуюча суміш спінюється в спеціальному піногенераторі 3 газом, який подається із трубного простору по імпульсній трубці 4 в піногенератор. Додана в суміш поверхнево-активна речовина дозволяє отримати більш стійку піну, та різко знизити швидкість її спуску по стінках обсадної колони на вибій, збільшуючи час контакту суміші зі стінками обсадної колони, та підвищити імовірність попадання дрібних твердих частинок азбесту, а також розчину КМЦ, в зазори різьових з'єднань обсадної колони для їх герметизації. Тиск закачки суміші перевищує тиск газу в затрубному просторі на 0,1¸0,1МПа, не викликаючи розширення обсадної труби, що, в свою чергу, виключає розтріскування цементного каменя. Поопераційна реалізація способу. Приготовлену герметизуючу суміш закачують за допомогою цементувального агрегату через піногенератор в затрубний простір зупиненої свердловини при відкритому міжколонному просторі, створюючи стійку піну. Піноутворена герметизуюча суміш повільно опускається по стовбуру свердловини, утворюючи плівку на стінках обсадної колони, з потоком газу із затрубного в міжколонний простір попадає в зазори різьових з'єднань, тампонуючи їх дрібними твердими частками азбесту і клеєм КМЦ, який, в свою чергу, засихає, перешкоджаючи переміщенню азбесту в зазорах. Приклади реалізації способу. Приклад 1. Запропонований спосіб було використано в експлуатаційній газовій свердловині 55 Ульянівського ГКР Перещепинського НГП. / / Обсадна колона o 168мм спущена на глибину 2320м, насосно-компресорні труби o 73мм на глибину 2278м, інтервал перфорації 2280¸2288м. Стан свердловини до проведення герметизаційних робіт був наступним: тиск в ліфтових трубах Ртр=11,8МПа, тиск в затрубному просторі Рзтр=12,5МПа, міжколонний тиск Рмк6”х9”=6,4МПа, Рмк9”х12”=0,72МПа. Витрати газу із міжколонного простору Qмк6”х9”=57м 3/доб. В районі устя свердловини спостерігався грифон. В затрубний простір свердловини було закачано компоненти, мас. %: 2,5% водний розчин КМЦ- 60¸75, поверхнево - активний розчин - 10¸15, азбестову крихту - 10¸30. Після проведення герметизаційних робіт тиск в міжколонному просторі відсутній, грифон усун утий, герметичність свердловини відновлена. Свердловина відновлена з одної закачки. Приклад 2. Спосіб ліквідації міжколонних перетоків було використано в свердловині 9 Ульянівського ГКР Перещепинського НГП. / / Обсадна колона o 168мм спущена на глибину 2720м, насосно-компресорні труби o 73мм - на глибину 2610м, інтервал перфорації 2619¸2624м. Стан свердловини до проведення робіт по герметизації був наступним: тиск в ліфтових трубах Ртр=15,5МПа; тиск в затрубному просторі Рзтр=16,4МПа; міжколонний тиск Рмк6”х9”=15,0МПа, Рмк9”х12”=0МПа. Витрати газу із міжколонного простору Qмк6”х9”=46,4м 3/дoб. Роботи по герметизації свердловини №9 було проведено три рази. Результати наведені в таблиці 1. Таблиця 1 Результати промислових замірів міжколонного тиску до і після проведення робіт по відновленню герметичності обсадної колони свердловини Кількість обробок Міжколонний тиск, МПа Ртр, МПа До Після герметизації герметизації Рмк6”х9” Рмк6”х9” 1-ша обробка 15,0 11,2 15,5 Рзтр, МПа Компоненти суміші, мас % Примітка 16,4 2-га обробка 11,2 10,0 15,0 15,0 3-тя закачка 10,0 0 14,5 15,0 2,5% водн. р-н КМЦ-60; поверхневоактивний р-н - 10; азбест, крихта-30; 2,5% водн. р-н КМЦ-65; поверхневоактивний р-н - 13; азбест, крихта-22; 2,5% водн. р-н КМЦ-75; поверхневоактивний р-н - 15; азбест, крихта-10; Результат частковий Результат частковий Результат позитивний На прикладі свердловини 9 видно, що застосування запропонованого способу не завжди дає миттєвий результат, іноді необхідно декілька закачок для досягнення позитивного результату. З таблиці видно, що при кожній закачці міжколонний тиск поступово зменшився, а при 3-й закачці став відсутній. Запропонований спосіб ліквідації міжколонних перетоків по нещільностях різьових з'єднань обсадної колони не потребує великих економічних витрат через застосування дешевих матеріалів для отримання герметизаційної суміші і дозволяє виключити проведення дорогостоячого ремонту, відповідає вимогам екології. Спосіб дає можливість ліквідувати міжколонні перетоки газу в дво х свердловинах. Запропонований спосіб використовується для ліквідації міжколонних перетоків в свердловинах газових і газоконденсатних родовищ.