Спосіб ліквідації міжколонного та заколонного плину газу в свердловинах

Спосіб ліквідації міжколонного та заколонного плину газу в свердловинах, що включає геофізичні дослідження, перфорацію колони і закачування через перфораційні отвори в зону негерметичності герметизуючого складу з наступним продуванням газом і закачуванням в затрубний простір водного розчину хлористого кальцію і/або магнію, який відрізняється тим, що в зону плину газу (негерметичності) закачують у гарячому стані герметизуючий склад у вигляді 11-25%-го розчину омиленого талового пеку в етиленгліколі, діетиленгліколі або в їх суміші чи відпрацьованих аналогах з вмістом води 8-25%. (19) (21) a200806816 (22) 19.05.2008 (24) 10.02.2010 (46) 10.02.2010, Бюл.№ 3, 2010 р. (72) ПОП ГРИГОРІЙ СТЕПАНОВИЧ, БОДАЧІВСЬКА ЛАРИСА ЮРІЇВНА, ШАБО МУАЙЕД ДЖОРДЖ, RU (73) ІНСТИТУТ БІООРГАНІЧНОЇ ХІМІЇ ТА НАФТОХІМІЇ НАН УКРАЇНИ (56) UA 17803, A, 03.06.1997 UA 63270, A, 15.01.2004 SU 1521860, A1, 15.11.1989 SU 1232783, A1, 23.05.1986 RU 2215009, C2, 27.10.2003 RU 2287663, C2, 20.11.2006 3 ці недоліки не дозволяють забезпечити задовільну ліквідацію плину газу. Відомий також спосіб ліквідації міжколонного та заколонного тиску у свердловинах, що включає закачування під тиском в зону плину газу в гарячому (з температурою 80-90°С) стані бентонітової порошкової глини (50%) і фосфатидного концентрату (50%) [3]. Цей спосіб, безперечно, ефективний у гарячих свердловинах з температурою понад 60°С. Проте 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 остигання і втрати текучості, що не тільки не забезпечує герметизації газопровідних каналів породи і цементного каменю, а й приводить до ускладнень через загустівання розплаву в трубах. 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 ствердженні розчину ОТП хлоридами кальцію чи/та магнію, поступово руйнуються газовим конденсатом, конденсаційною і пластовою водою, відшаровуються і виносяться на поверхню. Метою винаходу є підвищення морозостійкості і проникної 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 мета 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 і/або 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. 89577 4 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 (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/м3, в'язкість 21 спуаз при 20°С. Етиленгліколь гігроскопічний, утворює гідрат з 2 молекулами води, змішується в усіх 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/м3. 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 "проникна 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 11-25%, 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 плівкоутворенню 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 технологічних операцій, безпосередньо біля гирла свердловини готують герметизуючий склад. Для цього в ємності, обладнаній паровою сорочкою для нагрівання і мішалкою для перемішування готують розчин етиленглі 5 89577 колю (ЕГ) чи діетиленглікою (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. Температуру суміші підвищують до 90°С і перемішують до отримання гомогенного розчину ОТП. Гарячий розчин закачують під тиском через перфораційні отвори в зону негерметичності. Після закачування усього розчину ОТП у затрубний простір закачують концентрований водний розчин хлориду кальцію чи бішофіту до затвердівaння герметизуючої маси. Залишки розчинів видаляють із свердловини продуванням на смолоскип до чистого газу. Дослідження запропонованого способу герметизації свердловин на підземних сховищах газу, газових і газоконденсатних родовищах підтвердили його ефективність. Як випливає з таблиці, в якій зведені результати випробувань, на відміну від прототипу, використанням якого вдалося коро 6 ткочасно (3 місяці) тільки знизити міжколонний тиск від 4,6МПа до 1,1МПа, ймовірно, через неглибоку поверхневу герметизацію газопровідних каналів і швидке руйнування утвореної жорсткої плівки, запропонований спосіб дозволив усунути приплив газу з міжколонного простору на св.№№49, 86 ПСГ та №6033 газового родовища, чи зменшити його в усіх інших випадках до безпечних величин експлуатації свердловин і, таким чином, зняти заборону Держнаглядохоронпраці та дозволити експлуатацію свердловин №№86, 87, 7194 та 3121. Крім того, використання запропонованого винаходу 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 випробовувань способу ліквідації міжколонного і заколонного плину газу в свердловинах Тип родовища чи ПСГ СЕГ, % Своди, % 87 75 87 ПСГ № свердл 55,0 79,0 (відпр.ДЕГ) 50,0 (ДЕГ) 55,0 (ДЕГ) 65,0 65,0 (відпр.ДЕГ) 65,0 (відпр.ДЕГ) 60,0 (відпр.ДЕГ) 25 55 ПСГ 80 86 49 7194 Газове родовище 6033 Газоконденсатне родовище 3121 Міжколонний тиск, МПа Тпласта, Морозо- Міжремонтний до оброблен- після оброб- стійкість, °С період, роки °С ня лення За прототипом 25 19 4,60 1,10 0 0,25 Запропонованим способом 20 19 2,87 0,50 -26 0,9 СОТП, % 10 11 19 1,21 0,50 -39 0,7 25 20 15 25 25 20 19 19 19 2,82 4,10 0,95 0,48 0,01 0,0 -22 -21 -32 0,6 0,8 >2,0 15 20 32 8,20 0,32 -32 1,8 15 20 32 1,29 0,03 -32 >2,0 15 25 75 4,70 0,24 -25 1,3 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 верстка Т. Чепелева 3. Пат. РФ №2 228429, 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 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