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 помпування в зону дефекта герметизуючого складу на основі 3 ному шламі від виробництва сульфонатних присадок та миттєве додаткове утворення твердого осаду СаСО3 і CaSO4 призводять до осадження солей і заїдання пакера, а висока густина утвореної системи створює сприятливі умови для кольматації привибійної зони свердловин як карбонатом і сульфатом кальцію, так і бентонітовою глиною. І якщо СаСО3 піддається розчиненню соляною кислотою, то видалення СаSO4 і глини є проблематичним. Внаслідок цього погіршуються ємнісно-фільтраційні характеристики ПЗС і різко падає післяремонтний дебіт. Найбільш близьким за технічною суттю є спосіб ліквідації міжколонного і заколонного плину газу в свердловині шляхом помпування під тиском в зону негерметичності через перфораційні отвори герметизуючого складу, що включає порошкоподібну бентонітову глину (50 мас. %) і фосфатидний концентрат (50 мас. %) [4]. Глинисту суспензію у фосфатидному концентраті попередньо нагрівають і протискують у розгерметезовані ділянки в гарячому стані з температурою 80-90 °С. Принциповим недоліком приведеного складу, як і попередніх, є незадовільна проникаюча здатність. Крім того на більшості ПСГ і газових родовищах, температура пластів яких менша 80 °С, прокачування нагрітої до 80-90 °С порівняно невеликої (150-500 кг) в'язкої маси приводить до її швидкого охолодження і втрати текучості, що не тільки не забезпечує герметизації газопровідних каналів породи і цементного каменю, а й приводить до ускладнень через загущення розплаву в трубах та привибійній зоні свердловини (ПЗС). Наявність у фосфатидному концентраті вільних карбонових кислот (pH>10) сприяє корозії труб і внутрішньосвердловинного обладнання. Задачею створення та технічним результатом корисної моделі є підвищення якості закупорювання газопровідних каналів шляхом збільшення проникаючої здатності герметизуючих систем, підвищення їх адгезії і плівкоутворення на поверхні породи, цементного каменю і, як наслідок, збільшення міжремонтного періоду з усунення заколонного і міжколонного газоплину в свердловинах. Додатковим результатом є забезпечення захисту металевих труб, обладнання і устаткування від корозії в агресивних газових, сольових і кислотних середовищах. Необхідний технічний результат досягається застосуванням нового способу ліквідації міжколонного та заколонного плину газу в свердловинах, що включає геофізичні дослідження, перфорацію колони і помпування в зону дефекту герметизуючого складу на основі фосфатидного концентрату, який відрізняється тим, що привибійну зону пласта і газоплинні канали попередньо гідрофобізують 0,5-2,0 %-м вуглеводневим розчином катіонної ПАР, а як герметизуючий склад на основі фосфатидного концентрату застосовують склад, що додатково містить катіонну ПАР і вуглеводневий розчинник, при наступному співвідношенні компонентів, мас. %: фосфатидний концентрат 65,0 - 95,0 катіонна ПАР 0,1 - 1,5 вуглеводневий розчинник 4,9 - 33,5. 65646 4 Суттєвою відмінністю нового способу від прототипу є те, що газоплинні канали попередньо гідрофобізують 0,5-2,0 % вуглеводневим розчином катіонної ПАР (нові катіонні ПАР), а потім герметизують новим вуглеводневим розчином фосфатидного концентрату і катіонної ПАР (нової). Неочікуваним виявилося те, що нові катіонні ПАР (олеодін, фосфолідін, дорад) у способі ліквідації суттєво зменшують Рмк (від 14,2 МПа до 0,3 МПа) та Рзкл (від 16,5 МПа до 0 МПа). При здійсненні способу застосовують такі продукти. Фосфатидний концентрат (ФК) - продукт обезводнення у вакуумі (266 кПа) при 70-90 °С побічних продуктів від очищення олій (фуз, гідрофуз) в'язка коричнева маса із суміші фосфатидів (40-60 %) і олії (39-57 %) із залишковою вологістю 1-3 %, відповідно до ДСТУ 4526:2006 або ТУ 9146-20300334534-97. До складу фосфатидів входять гліцерофосфатиди, фосфатидилетаноламіни або кефаліни, фосфатидилхоліни або лецитини, амінокислоти, інозитфосфатиди тощо. Поверхневий натяг водної дисперсії ФК на межі поділу з повітрям - 34 мН/м, а на межі поділу дизельне паливовода - 9,8 мН/м. Як вуглеводневі розчинники використовують доступні на родовищах: стабілізований газовий конденсат (ГК), газолін, нафтові розчинники (HP), нафтовий екстракт (НЕ), легкі нафти, дизельне паливо (ДП), бензин (БЗ) та інші нафтопродукти. Як ПАР катіонного типу використовують синтезовані нами: олеодін, фосфолідін чи дорад. Олеодін - продукт конденсації ріпакової олії з оксиетильованим етилендіаміном. За своїми фізико-хімічними властивостями це в'язка мастилоподібна маса коричневого кольору з густиною 9503 990 кг/м , кислотним числом 20-25 мг КОН/г продукту, температурою замерзання мінус 8-12 °С, добре розчинний у вуглеводнях і гліколях, за токсичністю належить до продуктів 4-го класу небезпеки. Фосфолідін - продукт конденсації фосфатидного концентрату (ФК) з оксиетильованим етилендіаміном. Його отримують взаємодією фосфатидного концентрату з оксиетильованим етилендіаміном за температури (165-180) °С протягом 6,0 годин. За фізичним станом фосфолідін мастилоподібна темно-коричнева речовина з температурою текучості 27-29 °С, добре розчиняється у вуглеводнях. Кислотне число його не перевищує 20-25 мг КОН/г. Дорад - продукт конденсації еквімолярних кількостей кубових залишків високомолекулярних синтетичних жирних кислот С20-С30 і поліетиленполіамінів при 100-140 °С впродовж 12 годин. За фізико-хімічними властивостями - мастилоподібна речовина чорного кольору з температурою текучості 40-50 °С, розчинна в аліфатичних і ароматичних вуглеводнях та їх сумішах. Дорад використовують у вигляді 30 %-го розчину у вуглеводневому розчиннику (дизпаливо, керосин, конденсат, бензин, легкі нафти тощо). Розчин має температуру текучості 30 °С. Приведені катіонні ПАР (КПАР) - олеодін, фосфолідін, дорад - продукти комплексної дії: емульгатори-стабілізатори, гідрофобізатори, інгібітори 5 корозії. Маючи у своєму складі гідрофільні та ліпофільні ділянки, добре змочуються як водною, так і вуглеводневою фазами, а концентруючись на міжфазовій поверхні, з одного боку, в процесі руху в поровому середовищі міцно зв'язують воду з утворенням стабільних мікроемульсійних систем, а з іншого - забезпечують надійний захист металевих поверхонь від корозії. Експериментальними дослідженнями встановлено, що оптимальне співвідношення властивостей "проникаюча здатність - затверднення (плівкоутворення)" залежить від температури розчинів і концентрації КПАР. За найбільш широко вживаного температурного інтервалу 30-90 °С, оптимальна концентрація КПАР-гідрофобізатора складає 0,52,0 %, яка і прийнята нами як робочий розчин для першого етапу робіт - гідрофобізації порового середовища газоплинних каналів і ПЗС. При концентрації КПАР меншій 0,5 % вплив на проникаючу здатність недостатній, а при концентрації КПАР понад 2 % система структурується і в'язкість розчину підвищується настільки, що проникаюча здатність різко зменшується. За визначених оптимальних умов, завдяки зниженню міжфазового натягу і покращенню змочування твердих поверхонь, на наступному етапі, власне герметизації, розчин ФК у вуглеводневому розчиннику глибоко проникає у розгерметизовані ділянки різьових з'єднань та цементного каменю, а завдяки плівкоутворенню з міцним адгезійним контактом ФК з поверхнями як металевих труб, так і порового середовища забезпечують високу міцність, тривалість герметизації і антикорозійний захист труб і обладнання. Спосіб здійснюють наступним чином. Після виконання геофізичних досліджень в свердловині навпроти знаходження місця негерметичності роблять перфорацію. Тим часом безпосередньо біля 65646 6 гирла свердловини готують гідрофобізуючий вуглеводневий розчини КПАР та герметизуючого складу - ФК + КПАР. Для цього в ємності, обладнаній мішалкою для перемішування готують заданий об'єм (0,5 - 2,0) %-го розчину КПАР (олеодін, фосфолідін, дорад) у вуглеводневому розчиннику. У другій ємності, також при перемішуванні в заданому об'ємі вуглеводневого розчинника, спочатку розчиняють КПАР (в розрахунку 0,1 - 1,5 % на загальний розчин), а потім фосфатидний концентрат в кількості 65,0 - 95,0 %. За розробленим способом ліквідації міжколонного та заколонного плину газу в свердловині, через зроблені перфораційні отвори проводять закачування приготовленого вище розчину КПАР у вуглеводневому розчиннику. Після витримки впродовж 12 - 24 годин помпують герметизуючий розчин в кількості 150 - 500 л. Максимальне просочування герметика в міграційні канали досягається витримкою впродовж 1 - 2 діб. Залишки герметика видаляють із свердловини з розділенням для повторного використання, а свердловину продувають на смолоскип до чистого газу. Результати дослідно-промислових випробувань запропонованого способу відновлення герметичності свердловин на підземних сховищах газу, газових, газоконденсатних та нафтогазоконденсатних родовищах підтвердили його ефективність. Вуглеводневий розчин КПАР при концентрації 0,52,0 % володіє високою проникною здатністю в порову і тріщинувато-порову породу та цементний камінь, міцною адгезією до металевих труб і породи та цементного каменю, а туга маса ФК забезпечує надійну герметизацію з урахуванням коливань температурного режиму, який створює осьове переміщення експлуатаційної колони при закачуванні та відборі газу на ПСГ в різні пори року. Таблиця Результати випробовувань способу ліквідації міжколонного Рмк і заколонного Рзкл плину газу в свердловинах ПСГ, газових, газоконденсатних та нафтогазоконденсатних родовищах Герметизуючий склад і, % ПлаРмк, МПа Рзкл, МПа Міжмас. ПАР-гідростова Родовище № ремонтний фобізатор, Вугле- темпечи ПСГ свердл до після обро- до оброб- після обро- період, % мас. ФК КПАР водневий ратура, роки оброблення блення лення блення розчинник °С За прототипом 87 50 Бентонітовий 35 2,87 2,80 1,65 2,30 0 ПСГ порошок - 50 85 2,80 2,35 2,30 2,15 0 Запропонований спосіб Олеодін 87 65,0 Олеодін - 1,5 ДП-33,5 35 2,35 0,38 2,15 0,18 0,8 1,5 ПСГ ФосфолідінФосфолідін86 95,0 ГК - 4,9 1,95 0,00 1,95 0,10 >2,0 35 1,0 0,1 Олеодін 80,0 Олеодін - 1,0 ГК-19,0 5,38 0,00 8,5 0,0 >1,8 35 Газове родови- 1329 1,5 ще 1413 Дорад-2,0 80,0 Дорад - 1,5 ГК-18,5 4,50 0,00 4,87 0,30 >2,0 35 Олеодін 315 90,0 Олеодін - 1,0 ГК - 9,0 13,0 0,00 16,5 0,00 >1,6 85 0,5 Газоконденсатне Олеодін 337 65,0 Олеодін - 0,5 НЕ - 34,5 85 14,2 0,30 14,2 0,40 >1,2 2,0 НафтоФосфолідін Фосфолідін2086 80,0 ЛН-18,5 80 6,74 0,00 6,74 0,20 >2,0 газоконденсатне -0,5 1,5 Як випливає з таблиці, в якій зведені результати випробувань, на відміну від прототипу (св. №87 ПСГ), використанням якого міжколонний і заколонний тиски навіть після дворазового оброблення з різними температурами так і не вдалося усунути, запропонований спосіб дозволив ліквідувати плин газу в усіх випадках до безпечних величин експлуатації, збільшивши міжремонтний період з ліквідації плину газу в свердловинах до 0,81,8 року, а в більшості випадків понад 2 роки. Крім того, завдяки високій адгезії і плівкоутворенню забезпечується надійний захист металевих труб, обладнання і устаткування від корозії в агресивних газових, сольових і кислотних середовищах, а гідрофобізація цементного каменю, теригенних і карбонатних порід навколосвердловинної зони попереджає обводнення продукції. Наведені приклади підтверджують досягнення технічного результату при здійсненні заявленого способу. Комп’ютерна верстка Л. Купенко Джерела інформації: 1. Бекметов A.M. Заканчивание скважин.- Газовая мром-сть. - 2001, № 12. - С. 45-46. 2. Відновлення герметичності свердловин на газоконденсатних родовищах і підземних сховищах газу/Сотула Л.Ф., Мрочко М.Я., Зезекало І.Г.//Газова пром-ть. - 1995, № 1, - С. 39-41. 6 3. Пат. 2144130 РФ МПК Е21В 33/138// А.Н.Дудов и др.Заявл.21.04.99. Опубл.10.01.00. Бюл.№1. 7 4. Пат. РФ №2 228429, МПК ; Е21В 33/138, 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// Заявка 2001126604/03. Заявл. 01.10.2001. Опубл. 10.05.2004 (прототип). 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