Склад для ліквідації негерметичностей обсадної колони та цементного каменю в газових свердловинах

Склад для ліквідації негерметичностей обсадної колони та цементного каменю, який у вигляді блокувальної суміші, що містить сіль лужноземе 3 65263 сіль лужноземельного металу 25 - 27 органічна кислота 5 - 15 розчин силікатів натрію та (або) калію 5 - 10 поліакриламід 1 - 1,5 вода решта У якості органічної кислоти можливе використання, наприклад, наприклад, лимонної, мурашиної, оцтової кислот. Порівняльний аналіз прототипу і запропонованої корисної моделі показує, що заявлений склад для ліквідації негерметичностей обсадної колони та цементного каменю в газових свердловинах відрізняється від відомого тим, що після введення до блокувального складу поліакриламіду та водного розчину силікатів натрію та (або) калію збільшується час кристалоутворення, збільшується адгезія складу до металу, цементного каменю та породи, а також утворюється суцільна пружна кислотонерозчинна маса. Реологічні властивості суміші забезпечують можливість глибокого проникнення складу вглиб негерметичності при будь-яких температурах. Утворена структура має високі показники пружності, що дозволяє їй добре виконувати герметизацію експлуатаційної колони при 4 знакозмінних навантаженнях, які виникають в процесі експлуатації свердловини. Використання запропонованого складу дозволяє надійно герметизувати різьбові з'єднання та тріщини обсадної колони від вибою до устя. Спосіб реалізації в лабораторних умовах. В скляній колбі на 250 мл приготували суміш шляхом розчинення в 132 мл води солі лужноземельного металу у вигляді хлориду магнію двоводного 50 г, органічної кислоти у вигляді лимонної кислоти 20г, поліакриламіду (ПАА) сухого А-1050 1 г та водного розчину силікатів натрію Na2O(SiO2)n та (або) калію K2O(SiO2)n, 20 г. Далі готовий розчин закачували в трубчату ємність з різним діаметром капілярів, обладнану термостатом та визначали час кристалізації, проникаючу здатність та максимальну блокувальну здатність. У процесі лабораторних досліджень запропонованого складу та прототипу визначались наступні параметри: час утворення пластичної структури, проникаюча здатність (можливість проходження в канали визначеної проникності) і відносна деформація руйнування структури. Результати наведено в таблиці 1. Таблиця 1 Прототип Концентрація компонентів Властивості складу MgCl2 (NH4)2CO3 Щавлева кислота Час структуризації, Проникаюча хв. здатність, мД 15 20 20 25 27 сіль лужноземельного металу 20 25 27 30 8 8 10 6 7 0,3 0,3 0,5 1 1,2 Концентрація компонентів, % розчин органіч силікатів ПАА на ки- натрію та слота Сабо) калію 0,5 5 4 1 10 5 1,5 15 10 2 17 15 Блокування негерметич-ностей, мм 0,2 0,8 ІД 1,1 5 180 6 80 6 60 8 40 10 20 20 Запропонований склад °C Властивості складу при 20-100 вода Час структуризації, хв. Проникаюча здатність, мД Блокування негерметич-ностей, мм 70,5 59 46,5 36 220 200 190 185 6 4 3,5 3,2 2,08 6,5 8 9,8 З лабораторних досліджень видно, що найбільш оптимальним складом є такий, що містить солей лужноземельних металів 25-27 %, ПАА 1-1,5 %, органічної кислоти 10-15 %, розчину силікатів натрію та (або) калію 5-10 % та вода решта. При зменшенні концентрація реагентів нижче заявленої межі різко збільшується час утворення структури і зменшується блокувальна здатність. При підвищення концентрації показники практично не змінюються, що вказує на нераціональність збільшення об'ємів реагентів у розчині. Спосіб реалізації в промислових умовах. В чисту мірну ємність цементувального агрегату (ЦА) заливають розрахункову кількість чистої води, в яку після підігріву її паром від пароперетворюючої установки до 5060 °С додають необхідну кількість ПАА та будь-яку водорозчинну органічну кислоту, наприклад, лимонну, або мурашину або оцтову. Після утворення полімерного розчину додають хлорид магнію та (або) кальцію до отримання 25 % водного розчину. Далі, при постійному перемішуванні насосом агрегату, вводять розчин силікатів натрію та (або) калію. Суміш готова до використання. Обв'язують ЦА з затрубним простором свердловини. Опресо 5 65263 вують нагнітальну лінію на півторакратний робочий тиск. Блокувальну суміш закачують у затрубний простір 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 визначений час опускання суміші до місця негерметичності, після її закачування, повністю стравлюють газ з затрубного простору до появи рідини. Стравлювання газу повторюють 3-4 рази, після чого блокувальну суміш повністю видаляють 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. Приклад № 1 Запропонований склад використаний в експлуатаційній газовій свердловині № 124 Пролетарського ПСГ. Дані по свердловиніексплуатаційна колона Ø146 мм, НКТ Ø73 мм, глибина 1842,00 м, штучний вибій на глибині 1862 м; продуктивність при закачуванні 120-133 3 тис.м /добу, а при відбиранні - 145-156 3 2 тис.м /добу; міжколонний тиск більше 30 кгс/см . В бункері агрегату приготували хімічну суміш наступного складу: хлориду кальцію 500 кг, ПАА 3 кг, мурашиної кислоти - 30 кг, розчину силікатів натрію та (або) калію - 20 кг, води технічної очищеної до 2000 л. Блокувальна суміш була закачана в затрубний простір зупиненої свердловини 6 при відкритій засувці міжколонного простору. Суміш витримали в затрубному просторі до однієї години. Після проведення обробки суміш видалили із свердловини шляхом продувки затрубного простору. 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 Ø73 мм, глибина 395,6 м; штучний вибій на глибині 416 м; інтервал перфорації 409-417м, ПКС- 80/12 отв.1 п.м; продуктивність при закачуванні 125 тис. 3 3 м /добу, при відбиранні - 145 тис.м /добу; міжколонний тиск більше 15 кгс/см. В бункері агрегату приготували хімічну суміш наступного складу: хлориду магнію 270 кг, ПАА 1,5 кг, оцтової кислоти - 12 кг, розчину силікатів натрію та (або) калію- 10 кг, води технічної очищеної до 1000 л. Блокуювальна суміш була закачана в затрубний простір зупиненої свердловини при відкритій засувці міжколонного простору. Суміш витримали в затрубному просторі 75 хв. Після проведення обробки суміш видалили із свердловини шляхом продувки затрубного простору. Герметичність свердловини була відновлена. Із таблиці 2 видно, що міжколонний тиск в обох свердловинах практично повністю усунено, в результаті чого запропонований склад можна ефективно використовувати в промислових умовах. Таблиця 2 Родовище, № свердловини Мринське № 80 Пролетарське № 124 Дата проведення обробки 13.12.06 11.10.06 Запропонований склад використовується для ліквідації міжколонного тиску в газових свердловинах, який виникає через негерметичність різьбових з'єднань обсадної колони. Герметизація здійснюється за рахунок використання тампонуючої суміші, яка створює пластичну структуру в мікроканалах негерметичності обсадної колони і цементного каменю. Комп’ютерна верстка Д. Шеверун Міжколонний тиск Рмк, МПа До обробки Після обробки 1,7 0,05 3,7 0 Застосування даного складу дозволяє виключити проведення капітального ремонту, що дорого коштує і довго триває. Джерела інформації: 1. Патент України № 10469 А, МПК Е21ВЗЗ/14, публ. 25.12.1996, бюл. № 4 2. Патент України № 25652 А, МПК Е21ВЗЗ/14, публ. 30.10.1998, бюл. № 5 3. Патент України № 12080 U, МПК Е21ВЗЗ/13, публ. 16.01.2006, бюл. №1 Підписне Тираж 23 прим. Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601