Процес ліквідації міжколонних газопроявів

Процес ліквідації міжколонних газопроявів, що включає закачування герметизуючої суміші в за 3 20766 В даній герметизуючій суміші КМЦ, розчинений у воді, утворює стійку структур у, що дозволяє утримувати тверді частинки наповнювачів у завислому стані і сприяє утворенню однорідної маси та має хорошу клейку властивість. З потоком газу гумова крихта в складі герметизуючої суміші попадає в щілі різьових з'єднань та з'єднань експлуатаційної колони, де вона набухає, герметизуючи їх разом з фторопластовим порошком. Другою відмінністю процесу є те, що отримується багатошарова плівка на внутрішній поверхні експлуатаційної колони і, завдяки виконанню багаторазового підйому і спуску герметизуючої суміші в затрубному просторі свердловини, збільшується площа контакту суміші з вн утрішньою стінкою експлуатаційної колони. Внаслідок цього підвищується ймовірність досягнення позитивного результату при проведенні робіт по відновленню герметичності експлуатаційної колони газових свердловин. Використання в даній суміші КМЦ замість АКОРБ100 (в залежності від конструкції свердловини КМЦ витрачається приблизно в 4 рази менше ніж АКОРБ-100, тобто 200л АКОРБ-100 проти 50кг КМЦ) забезпечить істотну економію коштів. Поопераційне виконання процесу В чистій мірній ємності цементувального агрегату при перемішуванні агрегатом роботою на "себе" розчиняють у підігрітій паром від пароперетворюючої установки (ППУ) до 65-70°С води КМЦ до утворення однорідного 2-2,5%-ного водного розчину. В одержаний розчин КМЦ, постійно перемішуючи, послідовно додають гумову крихту і фторопластовий порошок. Об'єм герметизуючої суміші вибирають в залежності від конструкції свердловини. Через 15 хвилин перемішування суміш готова до закачування. Обв'язують устя свердловини і цементувальний агрегат на блоці глушіння з затрубним простором свердловини та опресовують нагнітальну лінію натиск більший від статичного в 1,2 рази. Герметизуючу суміш закачують в затрубний простір 2-ма рівними порціями з інтервалом 15 хвилин при тиску на 0,05-0,20МПа більшим від тиску в затрубному просторі. Після закачки першої порції відкривають засувку міжколонного простору з метою створення депресії. Другу порцію герметизуючої суміші продавлюють з нагнітальної лінії певним об'ємом технічної води. Закривають засувку затрубного простору. Демонтують нагнітальну лінію. Через 15-20 хвилин після закачки останньої порції піднімають суміш по затрубному простору. Для цього відкривають засувку затрубного простору на лінію глушіння і випускають газ на технологічний амбар. При цьому за рахунок перепаду тиску і руху газу, відбувається підіймання герметизуючої суміші в затрубному просторі до гирла свердловини. Випускання газу здійснюють до моменту появи слідів суміші на технологічному амбарі, після чого закривають засувку затр убного простору. Ви щевказану операцію виконують три рази з інтервалом 15-20 хвилин. Через 4-5 годин після завершення робіт закривають засувку міжколонного простору і ведуть спостереження за зміною тиску в ньому. Приклад промислового використання 4 Приклад №1. Запропонований процес ліквідації міжколонних газопроявів впроваджено з експлуатаційній свердловині №1 ПівнічноКоробочкінського НГКР ГПУ "Шебелинкагазвидобування". Експлуатаційна колона діаметром 146мм спущена на глибину 2900м, насоснокомпресорні труби діаметром 73мм спущені на глибину 2345м, інтервал перфорації 2361-2369м. Тиск в трубному просторі 20,3МПа; в затрубному 20,7МПа. Міжколонний тиск становив 3,3МПа, що говорить про наявність негерметичності в свердловині. Метою проведення робіт була ліквідація міжколонного тиску між технічною і експлуатаційною колонами. Зупинили свердловину для набору статичного тиску. Стравили міжколонний тиск, залишивши міжколонний простір відкритим. В затрубний простір свердловини закачали герметизуючу суміш наступного складу, мас. %: КМЦ (карбоксилметилцелюлоза) - 2,5%; гумова крихта - 2,5%; фторопластовий порошок - 2,5%; технічна вода решта. Через 15 хвилин після закінчення закачування шляхом продування затрубного простору свердловини через викидну лінію на технологічний амбар здійснили піднімання суміші до устя по затрубному простору три рази з інтервалом 15 хвилин. Закрили засувки міжколонного простору через 4 години після закінчення робіт. Через добу після пуску свердловини в роботу контрольні заміри тиску показали, що міжколонний тиск в свердловині відсутній. Приклад №2. Процес ліквідації міжколонних газопроявів впроваджено в експлуатаційній свердловині №7 Ульянівського ГКР ГПУ "Харківгазвидобування". Експлуатаційна колона діаметром 146´168мм спущена на глибину 3100м, насоснокомпресорні труби діаметром 73мм спущені на глибину 2331м, інтервал перфорації 2331-2338м Тиск в трубному просторі 8,4МПа; в затрубному 8,6МПа. Міжколонний тиск становив 2,7МПа, що говорить про наявність негерметичності в свердловині. Метою проведення робіт була ліквідація міжколонного тиску між експлуатаційною і технічною колонами. Герметизуюча суміш, що складається із наступних компонентів, мас. %: КМЦ 2,5%; гумова крихта - 2,5%; фторопластовий порошок - 2,0%; технічна вода - решта, була закачана в затрубний простір 2-ма рівними порціями з інтервалом 10-15 хвилин при тиску на 0,050,20МПа більшим від тиску в затрубному просторі. Після закачки першої порції відкрили засувку міжколонного простору з метою створення депресії. Другу порція герметизуючої суміші продавили з нагнітальної лінії певним об'ємом технічної води. Закрили засувку затрубного простору. Демонтували нагнітальну лінію. Через 15-20 хвилин після закачки останньої порції підняли суміш по затрубному простору до моменту появи її на усті за рахунок продування затрубного простору на технологічний амбар. При цьому за рахунок перепаду тиску і руху газу відбувається підіймання геометизуючої суміші. Підйом-опускання герметизуючої суміші проводили 3 рази з інтервалом 10-15 хвилин, після чого закрили засувку затрубного простору. Після пуску свердловини в роботу контрольні заміри 5 20766 тиску показали, що міжколонний тиск в свердловині ліквідовано повністю. Застосування запропонованого процесу дозволяє виключити проведення капітального ремонту свердловини, що довго триває та дорого кош Комп’ютерна в ерстка М. Ломалова 6 тує і, який пов'язаний з глушінням, підйомом і подальшим спуском НКТ, освоєнням свердловини, а також дозволяє виключити втрати видобутку газу через зупинки свердловини на час проведення капітального ремонту. Підписне Тираж 26 прим. Міністерство осв іт и і науки України Держав ний департамент інтелектуальної в ласності, вул. Урицького, 45, м. Київ , МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислов ої в ласності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601