Спосіб ліквідації міжколонного та заколонного плину газу в свердловинах

Спосіб ліквідації міжколонного та заколонного плину газу в свердловинах, що включає геофізичні 3 37685 майже на всіх ПСГ і більшості газових родовищах, зокрема, Західного Сибіру (Новий Уренгой, Ямбург, Надим, Заполярне) температура пластів не перевищує 35°С. У цих умовах прокачування нагрітої до 80-90°С порівняно невеликої (150-500кг) напівтвердої маси приводить до її швидкого остивання і втрати текучості, що не тільки не забезпечує герметизації газопровідних каналів породи і цементного каменю, а й приводить до ускладнень через загустівання розплаву в тр убах. Найближчим за технічним рівнем і результатом, що досягається, є спосіб ліквідації міжколонного та заколонного плину газу в свердловинах, що включає геофізичні дослідження, перфорацію і закачування герметизуючого складу під тиском в зону дефекту. Як герметик застосовують омилений таловий пек (ОТП) у вигляді водного розчину з концентрацією від 18 до 25мас.%, який закачують у затрубний простір з подальшим продуванням газом і закачуванням, для затвердівання ОТП, водного розчину хлоридів кальцію чи магнію [2]. Проте відомий спосіб через водну основу непридатний до використання в північних широтах, а внаслідок невеликого проникнення полімерного матеріалу в глибину розгерметизованих каналів і низької адгезії складу до поверхні пор і тріщин породи та металевих колон труб, він малоефективний і в інших районах. Плівки, які утворюються на поверхні газоплинних каналів при отвердженні розчину ОТП хлоридами кальцію чи/та магнію, поступово руйнуються газовим конденсатом, конденсаційною і пластовою водою, відшаровуються і виносяться на поверхню. Задачею корисної моделі є підвищення морозостійкості і проникаючої здатності тампонуючого матеріалу в розгерметизовані канали, забезпечення надійності, міцності й тривалості герметизації газопровідних ділянок і, як наслідок, збільшення міжремонтного періоду з ліквідації заколонного і міжколонного плину газу в свердловинах. Поставлена задача досягається тим, що у способі ліквідації міжколонного та заколонного плину газу в свердловинах, що включає геофізичні дослідження, перфорацію колони і закачування через перфораційні отвори в зону негерметичності герметизуючого складу (омиленого талового пеку) з наступним продуванням газом і закачуванням в затрубний простір водного розчину хлоридів кальцію чи/та магнію, в зону плину газу (негерметичності) закачують у гарячому стані герметизуючий склад у вигляді 11-25%-го розчину ОТП в етиленгліколі, діетиленгліколі або в їх суміші чи відпрацьованих аналогах із вмістом води 8-25%. В роботі використані хімічні речовини наступної якості. Омилений таловий пек (ОТП), виготовлений відповідно до ТУ 3781-1423544-02-91 - плавкий залишок від ректифікації побічного продукту процесу переробки целюлози сульфатним способом тверда маса темного кольору з температурою розм'якшення 32-43°С, легко розчиняється при нагріванні у воді, водно-спиртових і водногліколевих розчинах; містить окислені і полімеризовані жирні і смоляні кислоти, дитерпенові спирти 4 (бегеновий, лігноцериловий, цериловий та ін.), їх естери і фітостероїди. Етиленгліколь відповідно до ГОСТ 19710-78 сиропоподібна безбарвна рідина без запаху, солодкуватого смаку; Т. пл. (-12,3°С), Т. кип. 197,6°С; густина при 20°С 1113кг/м 3, в'язкість 21 спуаз при 20°С. Етиленгліколь гігроскопічний, утворює гідрат з 2 молекулами води, змішується в усі х відношеннях з водою, спиртами, ацетоном, гліцерином. Не розчинний в ароматичних вуглеводнях, хлороформі. Діетиленгліколь - густа безбарвна рідина без запаху, солодкуватого смаку; Т. пл. (-8,0°С), Т. кип. 245°С; густина при 15°С 1120кг/м 3. Діетиленгліколь змішується з водою, спиртами, ацетоном, гліцерином, Мало розчинний у ароматичних вуглеводнях, чотирьохлористому вуглеці. З метою здешевлення складів замість гліколів можуть бути використані їх відпрацьовані аналоги з установки абсорбційного зневоднювання природного газу після очищення від механічних домішок і продуктів розкладання на фільтрах. Лабораторними дослідженнями встановлено, що оптимальне співвідношення властивостей "проникаюча здатність-затвердівання (плівкоутворення)" залежить від температури розчинів та концентрації ОТП і води. За даними лабораторних досліджень, для заданого температурного інтервалу 80-90°С, оптимальна концентрація ОТП складає і 1-25%, а води - 8-25%, які і прийняті нами в якості робочих розчинів на свердловинах. За визначених оптимальних умов, завдяки зниженню міжфазового натягу і покращенню змочування твердих поверхонь, ОТП на органічній основі глибоко проникає у розгерметизовані ділянки різьових з'єднань та цементного каменю, а завдяки нлівкоутворенню з міцним адгезійним контактом кальцієвої (магнієвої) солі ОТП з поверхнями як металічних труб, так і порового середовища забезпечують високу міцність і тривалість герметизації. При концентрації води меншій за 8%, ОТП не розчиняється у гліколях, при концентрації ОТП меншій 11% поверхнева плівка виявляється тонкою і слабкою, що не забезпечує належної герметизації, а при концентрації води і ОТП більшій 25% в'язкість розчину підвищується настільки, що проникаюча здатність різко зменшується. Спосіб здійснюють наступним чином. Після виконання геофізичних досліджень в свердловині й визначення місця знаходження негерметичності (початок витоку газу), перфораційних та інших те хнологічних операцій, безпосередньо біля гирла свердловини готують герметизуючий склад. Для цього в ємності, обладнаній паровою сорочкою для нагрівання і мішалкою для перемішування готують розчин етиленгліколю (ЕГ) чи діетиленгліколю (ДЕГ) із заданою концентрацією води (8-25%). Одержаний розчин нагрівають до 60°С і при перемішуванні додають попередньо подрібнений на шматки ОТП з розрахунку отримання 11-25%-го розчину ОТП. Температур у суміші підвищують до 90°С і перемішують до отримання гомогенного розчину ОТП. Гарячий розчин закачують під тиском через перфораційні отвори в зону негерметичності. 5 37685 Після закачування усього розчину ОТП у затрубний простір закачують концентрований водний розчин хлориду кальцію чи бішофіту до затвердіння герметизуючої маси. Залишки розчинів видаляють із свердловини продуванням на смолоскип до чистого газу. Дослідження запропонованого способу герметизації свердловин на підземних схови ща х газу, газових і газоконденсатних родовищах підтвердили його ефективність. Як випливає з таблиці, в якій зведені результати випробувань, на відміну від прототипу, використанням якого вдалося короткочасно (3 місяці) тільки знизити міжколонний тиск від 4,6МПа до 1,1МПа, ймовірно, через неглибоку поверхневу герметизацію газопровідних каналів і швидке руйнування утвореної жорсткої 6 плівки, запропонований спосіб дозволив усунути приплив газу з міжколонного простору на св. №№49, 86 ПСГ та №6033 газового родовища, чи зменшити його в усіх інши х випадках до безпечних величин експлуатації свердловин і, таким чином, зняти заборону Держнаглядохоронпраці та дозволити експлуатацію свердловин №№86, 87, 7194 та 3121. Крім того, використання запропонованої корисної моделі дозволяє підвищити морозостійкість герметизуючих складів до мінус 25-39°С і в 2,2-8 раз збільшити міжремонтний період з ліквідації заколонного та міжколонного плину газу в свердловинах. Наведені приклади підтверджують досягнення технічного результату при здійсненні заявленого способу. Таблиця Результати випробовув ань способу лікв ідації міжколонного і заколонного плину газу в свердлов инах 87 55 80 86 49 7194 6033 Тип родов ища чи ПСГ ПСГ Міжколонний тиск, МПа СОТ П, Тпласта, до обпісля % °С робоброблення лення За найближчим аналогом 75 25 19 4,60 1,10 Запропонованим способом 55,0 25 20 19 2,87 0,50 79,0 (в ідпр. ДЕГ) 10 11 19 1,21 0,50 50,0 (ДЕГ) 25 25 19 2,82 0,48 55,0 (ДЕГ) 20 25 19 4,10 0,01 65,0 15 20 19 0,95 0,0 65,0(в ідпр. ДЕГ) 15 20 32 8,20 0,32 65,0 (в ідпр. ДЕГ) 15 20 32 1,29 0,03 3121 60,0 (в ідпр. ДЕГ) № св ердл 87 ПСГ Газов е родов ище Газоконденсатне родов ище СЕГ, % Своди, % 15 ВИКОРИСТАНІ ДЖЕРЕЛА ІНФОРМАЦІЇ: 1. Поп Г.С. Причины возникновения и методы ликвидации газопроявлений в скважинах /Обз.информ. Сер.Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром. - 1991. - 15с. 2. Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д. Ремонт газовых скважин. М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998, с.121-131. Комп’ютерна в ерстка Н. Лисенко 25 75 4,70 0,24 МіжМорозоремонтний стійкість, період, °С роки 0 0,25 -26 -39 -22 -21 -32 -32 -32 0,9 0,7 0,6 0,8 >2,0 1,8 >2,0 -25 1,3 3. Пат. РФ №2228429, МПК7; Е21В33/138, 43/32. Способ ликвидации межколонных и заколонных перетоков газа в скважинах /Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Жиденко В.П., Жиденко Г.Г. , Юрьев В.А., Карепов А.А., Усков В.П., Царькова Л.М., Комаров А.Г., Костенко Е.М. - 2001126604/03, Заявл. 01.10.2001; Опубл. 10.05.2004. Підписне Тираж 28 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