Спосіб ліквідації міжколонного та заколонного плину газу в свердловинах

Спосіб ліквідації міжколонного та заколонного плину газу в свердловинах, що включає геофізичні дослідження і оброблення затрубного простору методом "ковзаючого тампонування" герметизуючим складом з наступним продуванням газом і закачуванням у затр убний простір водного розчину хлоридів кальцію чи/та магнію, який відрізняється тим, що в затрубний простір закачують у рідкому і гарячому стані з температурою 80-90°С гермети 3 37711 25мас.%, з подальшим продуванням газом і закачуванням, для затвердівання ОТП, водного розчину хлоридів кальцію чи/та магнію. За цією технологією герметизація проводиться методом "ковзаючого тампонування" обсадної колони герметизуючим розчином ОТП у прісній воді в кількості 500л, які закачують порціями по 100-150л у затрубний простір. З метою кращого проникнення герметика в міграційні канали в'язкий розчин ОТП піднімають з вибою свердловини шляхом перепускання газу або стравлюванням його через 1-1,5хв. без викиду із свердловини з витримкою на закачування між порціями 30хв. Потім вирівнюють тиски в трубках НКТ і затрубному просторі й витримують 6 год для плівкоутворення і затвердівання герметика. Операцію повторюють ще 2 рази через 2-3 доби. Загальний час оброблення затрубного простору герметиком складає 4-6 діб (в середньому 5 діб). Проте відомий спосіб через водну основу непридатний до використання в північних широтах, а внаслідок незначного 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, інгібіторами гідратоутворення чи корозії, конденсаційною і пластовою водою, відшаровуються і виносяться на поверхню. Крім того, використання їх часто супроводжується проникненням дисперсних систем і води у перфоровану зону продуктивного пласта, що призводить до кратного зниження дебіту свердловин. Метою корисної моделі є підвищення морозостійкості та проникаючої здатності тампонуючого матеріалу в розгерметизовані канали, забезпечення надійності, міцності й тривалості герметизації газопровідних ділянок при попередженні забруднення привибійної зони свердловини 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 і оброблення затрубного простору методом "ковзаючого тампонування" герметизуючим розчином омиленого талового пеку (ОТП) з наступним продуванням газом і закачуванням в затрубний простір водного розчину хлоридів кальцію чи/та магнію, в затрубний простір закачують у рідкому і гарячому стані з температурою 80-90°С герметизуючий склад у вигляді розчину ОТП в діетиленгліколі чи його відпрацьованому аналозі та додатково 0,5-2,0% поверхнево-активної речовини (ПАР) неіоногенного чи катіонного типів, та тим, що малов'язкі герметизуючі склади утримуються у затрубному просторі в процесі "ковзаючого тампонування" гелевою пробкою з високою когезійною міцністю. При цьому, як ПАР нейоногенного типу використовують неонол AФ9 - (4 ¸ 6) , ЕС-2, твін-80, 4 ріпокс-6, савенол-NWP, савенол SWP, нафтохім-1, фосфа тидін; катіонного типу - катіонний жир, олеодин, а гелева пробка з високою когезійною міцністю являє собою суспензію тонкодисперсного водонабрякаючого полімеру в гелевому розчині акрилових полімерів (поліакриламід, гідролізований поліакрилонітрил, карбоксиметилцелюлоза) чи структуровану інвертну емульсію на основі олійножирових концентратів. В роботі використані хімічні речовини наступної якості. Омилений таловий пек (ОТП), виготовлений відповідно до ТУ 3781-1423544-02-91, містить окислені і полімеризовані жирні і смоляні кислоти, дитерпенові спирти (бегеновий, лігноцериловий, цериловий та ін.), їх естери і фітостероїди і являє собою 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 водно-гліколевих розчинах. Неонол AФ9 - (4 ¸ 6) - оксиетильований моноізононілфенол з 4-6 молями окису етилену, добре розчинний у спирта х - являє собою прозору, тягучу медоподібну рідину з температурою застигання біля 5°С, густиною 1030-1080кг/м 3, молекулярною масою 600-750, в'язкістю при 50°С 260-118мПас. Він випускаються ВО "Нижньокамськнафтохім" (Росія) відповідно до ТУ 38 407280-84. ЕС-2 - продукт конденсації кубових залишків синтетичних жирних кислот фракції С 21 і вище з декстраміном (1-(п-нітрофеніл)-2амінопропандіолом-1,3), що являє собою побічний продукт від виробництва левоміцетину на хімікофармацевтичних заводах. Для зручності транспортування і використання випускається Дрогобицьким дослідним заводом Львівської області відповідно до (ТУ У 38-201351-81) у вигляді 50%-вого розчину в керосиновій фракції (ГОСТ 4753-68). Товарний продукт являє собою темно-коричневу легко рухливу рідину з температурою застигання мінус 15-20°С, кислотним числом 20-30мг.КОН/г, умовною в'язкістю при 80°С по Енглеру 2,0-2,5. Твін-80 чи поліоксіетилен(20)сорбітан моноолеат - продукт оксиетилювання моноолеату сорбітану із залишковим вмістом (менше 1,1%) олеїнової кислоти, розчиняється як у воді, так і в органічних (спирти, гліколі тощо) розчинниках масляниста рідина жовтого кольору із слабим специфічним запахом, густиною 1060-1100кг/м 3, кінематичною в'язкістю 300-500сСт, рН 5%-го водного розчину - 6-8. Ріпокс-6 - оксіетильована ріпакова олія - жовто-коричнева в'язка рідина з рН 1%-го водного розчину 8-10, розчинна у спиртах і гліколях. Савенол NWP - суміш гідратованих неіоногенних ПАР, розчинна у воді та спиртах - гелеподібна безколірна рідина з рН 1%-го водного розчину 7,0, температурою помутніння 62,8°С і кінематичною в'язкістю при 40°С 160,5сСт. Савенол SWP (ТУ 6-00205601.092) - суміш продуктів на основі нейоногенних ПАР, розчинна у воді та в органічних розчинниках (спирти, гліколі) гелеподібна безколірна рідина з рН 1%-го водного 5 37711 розчину 5-8. Нафтохім-1 - поліетиленполіаміди кислот талової олії - рідина темно-коричневого кольору з температурою застигання мінус 21°С і густиною при 20°С не менше 822кг/м 3. Масова доля загального азоту в продукті складає не менше 2%, а кислотне число знаходиться в межах 8-24мг.КОН/г. Поруч з емульгуючою здатністю володіє високою захисною дією проти вуглекислотної і кисневої корозії нафтогазопромислового обладнання і комунікацій. Нафтохім-1 випускається Дрогобицьким дослідним заводом Львівської області згідно ТУ 38 201.463-88. Фосфатидін - алкілоламіди кислот ріпакової олії та ацилгліцерол і ацилгліцерофосфатиди, розчиняються в органічних розчинниках, зокрема в гліколях та вуглеводнях - тверда речовина з температурою розмягчення 45-46°С, від жовтува того до темно-коричневого кольору і густиною 930кг/м 3. Його отримують взаємодією фосфатидного концентрату (ФК, ДСТУ 4526:2006 або ТУ 9146-20300334534-97) з етаноламіном (ЕА) при мольному співвідношенні ФК:ЕА= 1:3 за температури (160175)°С протягом 3,0 годин, відповідно до патенту [4]. Катіонний жир (ТУ У 6-25570365.071) - продукт конденсації оксиетильованого етанолдіаміну з ріпаковою олією - в'язка коричнева мастилоподібна маса, розчинна у вугле воднях і гліколях. Твін-80, ріпокс-6, савенол-NWP, савенол SWP та катіонний жир виготовляються ІваноФранківським ВАТ "Барва". Олеодін - алкілоламідоаміни кислот ріпакової олії та оксиетильованого етанолдіаміну, розчинні в гліколях та нафтопродуктах - тверда речовина з температурою розмягчення 45-46°С, від жовтуватого до темно-коричневого кольору і густиною 910940кг/м 3. Діетиленгліколь - густа безбарвна рідина без запаху, солодкуватого смаку; Т.пл. (-8,0°С), Т.кип. 245°С; густина при 15°С 1120кг/м 3. Він 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. Як водонабрякаючі полімери (ВНП) використовують хімічно чи радіаційно зшиті полімери та співполімери акриламіду, акрилової кислоти чи її солей, N-moho-чи N,N-дизаміщених похідних акриламіду (Полікар - Київ, Поліпласт та АК-639 - Саратов, "Петросорб" - Санкт-Петербург тощо), які являють собою порошки білого кольору або подрібнену гелеподібну масу з жовтуватим чи голубуватим відтінком, густиною 1050-1060кг/м 3. ВНП одержують відомими способами полімеризації вищевказаних мономерів у водних розчинах, емульсіях, суспензіях, використовуючи як ініціатор полімеризації окиснювально-відновні системи, наприклад, персульфат калію і метабісульфіт натрію, азоініціатори або шляхом гідролізу отриманих нейонних полімерів у присутності гідро 6 ксидів чи карбонатів лужних металів з наступною хімічною чи радіаційною зшивкою. Запропоновані ВНП практично не розчиняються у воді (масова частка розчинної частини складає 0,01-0,2%), вуглеводнях (гексан, октан, декан, газоконденсат, дизельне паливо, нафта, нафтопродукти оливи) і багатьох інших органічних рідинах. Разом з тим у воді вони набрякають, зв'язуючи значні кількості розчинника. Ступінь водовбирання, в залежності від марки полімера і мінералізації водної фази, складає від 100г до 2100г води на 1г полімеру, відповідно частки полімеру збільшуються в обсязі в сотні раз. У використовуваних розчинах гліколів (діетиленгліколь чи його відпрацьовані аналоги) з концентрацією води 8-25% частки полімеру також не набрякають. Однак, вони здатні зв'язувати надлишкову (не зв'язану) воду у складі гельполімерної суспензії, внаслідок чого гелева пробка залишається постійно тугою по всьому об'єму. Лабораторними дослідженнями встановлено, що оптимальне співвідношення властивостей "проникаюча здатність-затвердівання (плівкоутворення)" залежить від температури розчинів та концентрації ПАР. За даними лабораторних досліджень, для заданого температурного інтервалу 8090°С, оптимальна концентрація ПАР складає 0,52,0%, які і прийняті нами в якості робочих розчинів на свердловинах. При концентрації ПАР меншій 0,5% вплив на проникаючу здатність мало відчутний, а при концентрації ПАР понад 2% система структур ується і в'язкість розчину підвищується настільки, що проникаюча здатність різко зменшується. 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 ОТП з поверхнями як металічних тр уб, так і порового середовища забезпечують високу міцність і тривалість герметизації. Спосіб здійснюють наступним чином. Після виконання геофізичних досліджень в свердловині й визначення місця знаходження негерметичності (початок витоку газу), безпосередньо біля гирла свердловини готують герметизуючий склад та гелеві пробки. Для цього в ємності, обладнаній паровою сорочкою для нагрівання і мішалкою для перемішування готують (0,5-2,0)%-ий розчин ПАР у діетиленгліколі (ДЕГ) заданої концентрації. Одержаний розчин нагрівають до 60°С і при перемішуванні додають попередньо подрібнений на шматки ОТП. Температур у суміші підвищують до 90°С і перемішують до отримання гомогенного розчину ОТП. За розробленим способом, ліквідацію міжколонного та заколонного плину газу в свердловині проводять закачуванням у рідкому і гарячому стані з температурою 80-90°С, приготовленого вище гомогенного розчину "ОТП-ПАР" в діетиленгліколі в затрубний простір відомим методом "ковзаючого тампонування" обсадної колони. Герметизуючий розчин в кількості 300-500л закачують у затрубний простір. Цілісність малов'язкої облямівки герметика у затрубному просторі утримується гелевою 7 37711 пробкою з високою когезійною міцністю, що являє собою суспензію тонкодисперсного водонабрякаючого полімеру в гелевому розчині водорозчинних полімерів (поліакриламід, карбоксиметилцелюлоза, гідролізований поліакрилонітрил) чи структурованій інвертній емульсії на основі олійно-жирових концентратів [5]. Максимальне просочування герметика в міграційні канали досягається п'ятиразовим самовільним опусканням гелевої пробки з наступним її підніманням з вибою свердловини шляхом перепускання газу або стравлюванням його через 5-15хв. без викиду із свердловини. Залишки герметика і гелеву пробку видаляють із свердловини з розділенням для повторного використання, а свердловину продувають на смолоскип до чистого газу. Після цього у затрубний простір закачують концентрований водний розчин хлориду кальцію чи бішофіту з наступним 3-5 разовим самовільним опусканням-підніманням його за допомогою гелевої пробки до затвердівання герметизуючої маси. Залишки розчинів також 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 схови щах газу, газових, газоконденсатних та нафтогазоконденсатних родовища х підтвердили його ефективність. Гарячий в межах 85-90°С рідкий розчин "глікольОТП-ПАР" при концентрації ПАР 0,5-2,0% володіє високою проникною здатністю в порову і тріщину 8 вато-порову породу та цементний камінь, міцною адгезією до металевих труб і породи (цементного каменю), а після тверднення туга маса забезпечує надійну герметизацію з урахуванням коливань температурного режиму, який створює вісьове переміщення експлуатаційної колони при закачування і відборі газу на ПСГ в різні періоди року. Як випливає з таблиці, в якій зведені результати випробувань, на відміну від найближчого аналога (св. №66 ПСГ), використанням якого, навіть з повторенням обробок, так і не вдалося усунути міжколонний і заколонний тиски, запропонований спосіб дозволив усунути плин газу у всіх випадках до безпечних величин експлуатації. Крім того, використання запропонованої корисної моделі дозволяє підвищити морозостійкість герметизуючих складів до мінус 22-35°С і збільшити між ремонтний період з ліквідації заколонного та міжколонного плину газу в свердловинах понад року, а в більшості випадків понад 2 роки. Завдяки підвищенню проникаючої здатності запропонованих складів на органічній основі у розгерметизовані міграційні канали, час на обробку затрубного простору зменшився в середньому з 5 діб до 12 годин. При цьому витрати ОТП на свердловино-операцію зменшено у порівнянні з базовою технологією в середньому на 52кг. Економічний ефект від використання запропонованого способу герметизації склав від 13,6 тис. грн. до 54 тис. грн. на свердловину. Наведені приклади підтверджують досягнення технічного результату при здійсненні заявленого способу. Таблиця Результати випробовувань способу ліквідації міжколонного Рмк і заколонного Рзкл плину газу в свердловинах газових, газоконденсатних та нафтогазоконденсатних родовищах та ПСГ Рмк , Мпа до об- після роб- оброблення лення 6 7 8 9 За найближчим аналогом 1,95 2,05 Запропонований спосіб 0,5 0 саве- полімерна 2,05 нол 2,0 полімерна 1,85 0 твін 2,0 емульсійна 1,95 0 К.жир 1,5 емульсійна 2,28 0 АФ 9-6 1,0 полімерна 6,00 0,30 АФ 9-4 2,0 0 АФ 9-4 емульсійна 8,11 Родовище № С ДЕГ , С в оди , СОТП , СПАР , Природа чи ПСГ свердл. пробки % % % % 1 4 5 66 75 25 66 69,5 10 20 53,0 (відпр.) 20 25 130 ПСГ 3 95 ПСГ 2 63,0 15 20 20 11 25 20 15 20 Газове 67,5 1343 родовище (відпр.) 54,0 1412 (відпр.) 2052 63,0 Рзкл , МПа Морозо- Міжредо об- після стійкість монтний період, роб- оброб°С роки лення лення 10 11 12 13 1,95 1,80 0 0 1,95 0 -35 >2 1,85 0,10 -24 >2 1,95 0,25 -30 >2 8,5 0 -33 1,9 6,87 0,70 -22 1,6 8,31 2,0 -30 1,9 9 37711 10 Продовження таблиці 1 Газоконденсатне родовище Нафто-газокон-денсатне 2 3 312 67,5 (відпр.) 335 68,0 629 67,5 2035 68,0 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 "Изд-во "Недра", 1998. - С.121-131. 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// Заявка 2001126604/03. Заявл. 01.10.2001. Опубл. Комп’ютерна в ерстка О. Рябко 4 5 15 16 15 16 15 16 15 16 6 1,5 АФ 9-6 1,0 АФ 9-4 1,5 АФ 9-6 1,0 ЕС-2 7 емульсійна емульсійна емульсійна емульсійна 8 13,0 14,2 7,48 6,74 9 0 2,0 0 0 10 16,5 14,2 7,48 6,74 11 0 0,43 0,72 0,40 12 13 -31 >2 -33 1,2 -31 >2 -33 >2 10.05.2004. 4. Стандарт підприємства СТП 320.30019801.043-2002. Підземні сховища газу. Технологія обробки свердловин герметизуючими компонентами для попередження газопроявлень і виявлення механізму газоперетоків по зацементованому простору. Затверджено та надано чинності наказом ДК "Укртрансгаз" від 29.04.2002, №135. К. - 2002. - 15с 5. Поп Г.С, Біленька В. І., Кучеровський В.М. Екологічно чисті поверхнево-активні системи для закінчування і капітального ремонту свердловин /Ма т-ли наук.-техн. конф. "Підви щення ефективності використання поверхнево-активних речовин в нафтогазовидобутку", Івано-Франківськ. ІФДТУНГ. - 2000. - С.30-33. 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