Процес ліквідації негерметичностей обсадної колони та цементного каменю в газових свердловинах

1. Процес ліквідації негерметичностей обсадної колони та цементного каменю, що включає приготування блокуючого складу біля свердлови 3 26508 качування його у затрубний простір для ліквідації негерметичностей експлуатаційної колони. Згідно з корисною моделлю, в якості блокуючого складу використовуються суміш хлористих солей магнію, вуглекислих солей амонію та органічної кислоти з додатковим введенням спиртосилікатів в якості яких використовують реагент ЕТС-40 у наступних співвідношеннях компонентів мас. %: солі лужних металів 25 ¸ 27% амонійні солі 3 ¸ 6% органічна кислота 0,5 ¸ 1,5 % спиртосилікати 5 - 10% вода решта Порівняльний аналіз складу прототипу і запропонованої корисної моделі показує, що заявлений процес ліквідації негерметичностей обсадної колони та цементного каменю в газових свердловинах відрізняється від відомого тим, що після введення в запропонований склад спиртосилікатів збільшується проникаюча здатність за рахунок високих поверхнево - активних властивостей останнього, збільшується адгезія складу до металу, цементного каменю та породи, а також утворюється суцільна пружна кислотонерозчинна маса. Реологічні властивості складу близькі властивостям води. Утворена структура має високі показники пружності, що дозволяє їй добре вико 4 нувати герметизацію експлуатаційної колони при знакоперемінних навантаженнях, які виникають в процесі експлуатації свердловини. Запропонований процес дозволяє надійно герметизувати різьові з'єднання та тріщини обсадної колони. Процес реалізації корисної моделі в лабораторних умовах. В скляній колбі на 250мл приготували склад шляхом розчинення в 132мл води солей лужних металів, а саме хлориду магнію двоводного 50г, амонійних солей, а саме вуглекислиих солей амонію 6г, органічної кислота у вигляді лимонної кислоти 2г, спиртосилікатиів, а саме ЕТС-40 20г. Далі готовий склад закачували в трубчату ємність з різним діаметром капілярів та визначали час кристалізації, проникаючу здатність та максимальну блокуючу. Крім того, готувались склади з іншими концентраціями та склад за прототипом. Результати лабораторних досліджень запропонованого процесу у порівнянні з прототипом наведено в таблиці 1. Визначались наступні параметри: час утворення пластичної структури, проникаюча здатність (можливість проходження в канали визначеної проникності) і відносна деформація руйнування структури. Таблиця 1 Лабораторні дослідження складу для ліквідації міжколонних перетоків Прототип MgCl2 15 20 20 25 27 солі лужних металів 20 25 27 30 Концентрація компонентів (NH4 )2CO3 Щавлева кислота 8 8 10 6 7 0,3 0,3 0,5 1 1,2 Час структуризации хв. 180 80 60 40 20 Запропонований слад Концентрація компонентів, % амонійні органічна спиртосилікати солі кислота 2 3 6 8 0,5 1 1,5 1,7 4 5 10 15 З лабораторних досліджень видно, що найбільш оптимальним складом є такий, що містить солей лужних металів 25-27%, амонійних солей 36%, органічної кислоти 1-1,5%, спиртосилікатів 510% та вода решта. При зменшенні концентрації реагентів нижче заявленої межі різко збільшується час утворення структури і зменшується блокуюча здатність. При підвищення концентрації реагентів час утворення структури надто малий і не дозволяє провести обробку свердловини. Властивості складу Проникаюча Блокування нерегздатність, мД метичностей, мм 6 0,2 6 0,8 8 1,1 10 1,1 20 5 Властивості складу вода Час струк- Проникаюча Блокування нерегту ризації, здатність, мД метичностей, мм м хв 73,5 220 6 2,08 66 120 4 6,5 56,5 90 3,5 8 47,3 30 2 12 Реалізація корисної моделі в промислових умовах. В чисту мірну ємність цементувального агрегату (ЦА) заливають розрахункову кількість чистої води та додають будь-яку водорозчинну органічну кислоту, після підігріву її паром від паро перетворюючої установки до 80 ¸ 90 °C додають хлорид магнію до отримання 25% водного розчину. Далі, при постійному перемішуванні насосом агрегату, вводять гідрокарбонат амонію та спиртосилікат. Склад готовий до використання. Обв'язують ЦА з 5 26508 6 очищена до 1000л. Блокуючий склад був закачаний в затрубний простір зупиненої свердловини при відкритій засувці міжколонного простору. Суміш витримали в затрубному просторі до однієї години. Після проведення обробки суміш видалили із свердловини шляхом продувки затрубного простору на амбар. Герметичність свердловини була відновлена. Приклад №2. Процес ліквідації між колонного тиску в обсадній колоні був випробуваний в свердловині №80 Мринського ПСГ. Дані по свердловині: НКТ діам. 73мм, глибина 395,6м; штучний вибій на глибині 416м; Інтервал перфорації: 409-417м, ПКС 80/12 отв.1п.м. продуктивність: при закачуванні 125тис. м3/добу, при відбиранні 145тис.м3/добу; міжколонний тиск більше 30кгс/см2. В бункері агрегату приготували хімічний склад за наступним співвідношенням: хлориду магнію 270кг, гідрокарбонат амонію - 3,5кг, мурашиної кислоти -1,2кг, спиртосилікатів - 15кг, води технічна очищена до 1000л. Блокуючий склад був закачаний в затрубний простір зупиненої свердловини при відкритій засувці міжколонного простору. Склад витримали в затрубному просторі 75хв. Після проведення обробки склад видалили із свердловини шляхом продувки затрубного простору на амбар. Герметичність свердловини була відновлена. затрубним простором свердловини. Опресовують нагнітальну лінію на півторакратний робочий тиск. Блокуючий склад закачують в затрубний простір (між насосно-компресорними трубками та експлуатаційною колоною) зупиненої свердловини і одночасно стравлюють міжколонний тиск для отримання максимального перепаду тиску в затрубному і заколонному просторах. Закривають затрубний простір і демонтують нагнітальну лінію. Через 15 ¸ 20 хвилин після закачування суміші, стравлюють на амбар газову шапку з затрубного простору до появи рідини. Стравлювання газової шапки повторяють 3 ¸ 4 рази, після чого блокуючу суміш повністю викидають на амбар і закривають засувку міжколонного простору. Свердловину залишають закритою протягом двох годин, після чого пускають в роботу і проводять спостереження за міжколонним тиском. Приклади промислового використання. Запропонований процес було застосовано в нагнітальній газовій свердловині №64 Олишівського підземного сховища газу (ПСГ). Дані по свердловині - експлуатаційна колона Ø146мм, НКТ Ø73мм, глибина 542,00м, штучний вибій на глибині 562м; продуктивність: при закачуванні 23тис.м3/добу, при відбиранні 45-46тис.м3/добу; міжколонний тиск більше 10кгс/см2. В бункері агрегату приготували хімічний склад за наступним співвідношенням: хлориду магнію 250кг, гідрокарбонат амонію - 3кг, мурашиної кислоти - 1кг, спиртосилікатів - 10кг, води технічна Таблиця 2 Результати реалізації процесу ліквідації міжколонних перетоків в промислових умовах. Підземне сховище газу, № свердловини Червонопартизанське, №80 Олишівське, № 64 13.12.06 11.10.06 Із таблиці 2 видно, що міжколонний тиск в обох свердловинах практично повністю усунено, в результаті чого запропонований процес можна використовувати в промислових умовах. Запропонований процес використовується для ліквідації міжколонного тиску в газових свердловинах, який виникає через негерметичність різьбових з'єднань обсадної колони. Герметизація здійснюється за рахунок використання тампонуючого складу, який створює пластичну структуру в Комп’ютерна верстка Г. Паяльніков Міжколонний тиск Рмк, МПа До обробки Після обробки 1.2 0,05 3.7 0,12 Дата проведення обробки мікроканалах негерметичності обсадної колони і цементного каменю. Застосування даного процесу дозволяє виключити проведення капітального ремонту, що дорого коштує і довго триває. 1. Україна, Патент №10469 Е21В33/14 опубл. в Бюл. №4 від 25.12.96 2. Україна, Патент №25652 Е21В33/14 опубл. в Бюл. №6 від 30.10.98 3. Україна, Деклараційний патент №12080 опубл. в Бюл. №1 від 16.01.06. Підписне Тираж 26 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601