Процес ліквідації міжколонного тиску в газових свердловинах

Процес відноситься до нафтової та газової промисловості і може бути використаний для ліквідації міжколонного тиску в газових свердловинах, який виникає через негерметичність різьових з'єднань обсадної колони. Відомий процес відновлення герметичності свердловини (див. Україна, Патент №10469 Е21В33/14 опубл. в Бюл. №4 від 25.12.96), в якому в свердловину спускають додаткову колону труб меншого діаметра для заповнення міжтрубного простору ізоляційним матеріалом. Недоліком цього процесу являється його дорожнеча (висока вартість), т. як для спуску додаткової колони в свердловину потрібне спеціальне обладнання (превентор та інш.), а також глушіння свердловини, що, в свою чергу, може викликати погіршення її експлуатаційних характеристик. Найбільш близьким технічним рішенням, прототипом, до запропонованого процесу, являється процес відновлення герметичності свердловин (див, Україна, Патент №25652 Е21В33/14 опубл. в Бюл. №6 від 30.10.98), що включає закачування у затрубний простір тампонуючої композиції, який відрізняється тим, що час початку тужавіння композиції встановлюють відповідним до часу надходження її в зону негерметичності. Недоліком цього процесу є те, що він не дає гарантії, що тампонуюча композиція почне тужавіти в інтервалі негерметичності обсадної колони, так як досить складне точне визначення цих інтервалів. Міжколонні перетоки газу можуть появлятися в обсадній колоні в декількох місцях, іноді на значній відстані друг від друга, тому розрахувати швидкість надходження тампонуючої композиції в інтервали негерметичності її із часом тужавіння композиції досить складно. Задачею запропонованого винаходу є підвищення надійності герметизації різьових з'єднань обсадної колони. Поставлена задача у запропонованому процесі ліквідації міжколонного тиску в газових свердловинах вирішується за рахунок того, що включає закачку в затрубний простір тампонуючої суміші в вигляді загущеного гелю, стосовно винаходу, суміш містить компоненти мас.%: 2,5% водний розчин КМЦ - 60 ¸ 75, азбестову крихту 10 ¸ 30, порошок крейди - 10 ¸ 15. Порошок крейди в водному розчині КМЦ дозволяє отримати загущений гель, в якому дрібні частки азбестової крихти знаходяться в добре зваженому стані. Тампонуюча суміш в вигляді загущеного гелю створює стійку багатошарову плівку на внутрішній поверхні обсадної колони свердловини в результаті закачування її порціями в рівних об'ємах в залежності від конструкції свердловини і виду дефекту. Розчин КМЦ з мілкими твердими частками порошку крейди і азбестової крихти попадає в зазори і нещільності різьових з'єднань і герметизує їх. Порошок крейди з водним розчином КМЦ надійно закріпляє частки азбестової крихти в різьових зазорах. Порційне закачування суміші дозволяє створити стійку багатошарову плівку на внутрішній поверхні обсадної колони і підвищити імовірність попадання розчину КМЦ з мілкими твердими частками порошку крейди і азбестової крихти в зазори і нещільності різьових з'єднань. Запропонований процес дозволяє надійно герметизувати різьові з'єднання обсадної колони. Поопераційний опис процесу. В чисту мірну ємність цементувального агрегату (ЦА) заливають розрахункову кількість чистої води, після підігріву її паром від пароперетворюючої установки до 80 ¸ 90oС додають КМЦ до отримання 2,5% водного розчину. Далі добавляють азбестову крихту, порошок крейди і при постійному перемішуванні насосом агрегату, отримують загущений гель. Суміш готова до використання. В свердловині стравлюється міжколонний тиск для отримання максимального перепаду тиску в затрубному і міжколонному просторах. Обв'язують ЦА з за-трубним простором свердловини. Опресовують нагнітальну лінію на півтора-кратний тиск від робочого. Закачують тампонуючу суміш в затрубний простір зупиненої свердловини декількома порціями в рівних об'ємах. Закривають затрубний простір і демонтують нагнітальну лінію. Свердловина залишається зупиненою протягом доби з відкритим міжколонним простором. Через добу свердловину продувають на амбар з метою видалення залишків тампонуючої суміші, після чого свердловину пускають в роботу, закривають засувки міжколонних просторів і проводять спостереження за міжколонним тиском. Приклади промислового використання. Приклад №1 Запропонований процес було застосовано в експлуатаційній газовій свердловині №9 Ульянівського ГКР Перещепінського НГП. Конструкція свердловини: - вибій свердловини - 2720м; / - кондуктор O 324мм - 162м; / - технічна колона O 245мм - 1120м; / - експлуатаційна колона O 168мм - 2720м; - тип колонної головки - ОКК2-350; - тип фонтанної арматури - АФК-65х350; - інтервал перфорації - 2619 ¸ 2624м; / - глибина спущених НКТ O 73мм - 2610м. Стан свердловини до обробки: - тиск газу в трубному просторі Ртр=13,7МПа; - тиск газу в затрубному просторі Рзтр=14,0МПа; - тиск газу в міжколонному просторі між колоною 6" і колоною 9" Рмк 6"x9"=14,0МПа; - тиск газу в міжколонному просторі між колоною 9" і колоною 12" Рмк 9"x12"=2,0МПа. Метою проведення обробки була ліквідація міжколонного тиску в свердловині. В затрубний простір зупиненої свердловини при відкритих засувках міжколонних просторів була закачана трьома порціями в рівних об'ємах тампонуюча суміш наступного складу, мас.%: 2,5% водний розчин КМЦ 60 ¸ 75; азбестова крихта 10 ¸ 30; порошок крейди 10 ¸ 15. Через добу тампонуюча суміш була видалена із свердловини шляхом продувки трубного і затрубного просторів на амбар. Герметичність в свердловині була відновлена. Приклад №2 Процес ліквідації міжколонного тиску в обсадній колоні був випробуваний в свердловині №55 Ульянівського ГКР Перещепінського НГП. Конструкція свердловини: - вибій свердловини - 2309м; / - кондуктор O 324мм - 200 м; / - технічна колона O 219х245мм - 1450м; / - експлуатаційна колона O 146х168мм - 2320м; - інтервал перфорації - 2280 ¸ 2288м; / - глибина спущених НКТ O 73мм - 2278м. Стан свердловини до обробки: - грифон біля гирла свердловини; Р тр=1,0МПа; Рзтр=11,6МПа; - Рмк 6"x9"=3,6МПа; Рмк 9"x12"=0,4МПа Метою проведення обробки було відновлення герметичності обсадної колони свердловини. Тампонуюча суміш, що складається із наступних компонентів, мас.%: 2,5% водного розчину КМЦ - 60 ¸ 75; азбестової крихти 10 ¸ 30; порошку крейди 10 ¸ 15, була закачана двома порціями в рівних об'ємах в затрубний простір зупиненої свердловини при відкритих засувках міжколонних просторів. Через добу шляхом продувки на амбар трубного і затрубного просторів тампонуюча суміш була видалена із свердловини. Після пуску свердловини в роботу контрольні заміри тиску показали, що міжколонний тиск в свердловині ліквідовано повністю. Таблиця 1 Результати спостережень за тиском в міжколонних просторах після проведення робіт по відновленню герметичності обсадної колони свердловини Міжколонний тиск, МПа Дата Тиск, Мпа Родовище, № проведення До обробки Після обробки свердловини обробки Рмк 6"x9" Рмк 9"x12" Рмк 6"x9" Рмк 9"x12" Ртр Pзтр Ульянівське №9 2003.01.22 14,0 2,0 0 0 13,7 14,0 Ульяновське 2003.05.21 3,6 0,4 0 0 11,0 11,6 №55 Із таблиці 1 видно, що міжколонний тиск в обох свердловинах усунено повністю, в результаті чого запропонований процес можна використовувати в промислових умовах. Процес дає можливість ліквідовувати тиск в міжколонних просторах. Запропонований процес використовується для ліквідації міжколонного тиску в газових свердловинах, який виникає через негерметичність різьових з'єднань обсадної колони. Герметизація здійснюється за рахунок використання тампонуючої суміші, яка створює стійку багатошарову плівку на внутрішній поверхні обсадної колони. Застосування даного процесу дозволяє виключити проведення капітального ремонту, що дорого коштує і довго триває.