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" герметизую C2 1 3 дловин герметизуючими компонентами для попередження газопроявлень і виявлення механізму газоперетоків по зацементованому простору", яка покладена в основу стандарту ДК "Укртрансгаз" і взята нами за прототип [3]. Сутністю її є ліквідація міжколонного та заколонного плину газу в свердловинах шляхом закачування у затрубний простір омиленого талового пеку (ОТП) у вигляді водного розчину з концентрацією від 18 до 25 мас.%, 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 500 л, які закачують порціями по 100-150 л 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 1-1,5 хв. без викиду із свердловини з витримкою на закачування між порціями 30 хв. 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 отвердженні 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. Задачею винаходу 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 задача 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 88740 4 додатково 0,5-2,0% поверхнево-активної речовини (ПАР) неіоногенного чи катіонного типів, а малов'язкі герметизуючі склади утримуються у затрубному просторі в процесі "ковзаючого тампонування" гелевою пробкою з високою когезійною міцністю. При цьому, як ПАР неіоногенного типу використовують неонол АФ9-(4÷6), ЕС-2, твін-80, рипокс6, савенол-NWP, савенол-SWP, нафтохім-1, фосфатидин; 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 АФ9-(4÷6) - оксіетильований моноізононілфенол з 4-6 молями окису етилену, добре розчинний у спиртах - являє собою прозору, тягучу медоподібну рідину з температурою застигання 3 біля 5°С, густиною 1030-1080 кг/м , молекулярною масою 600-750, в'язкістю при 50°С 260-118 мПа⋅с. Він випускаються ВО "Нижньокамськнафтохім" (Росія) відповідно до ТУ 38 407280-84. EC-2 - продукт конденсації кубових залишків синтетичних жирних кислот фракції С21 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 20-30 мг КОН/г, умовною в'язкістю при 80°С по Енглеру 2,0-2,5. Твін-80 чи поліоксіетилен(20)сорбітан моноолеат - продукт оксіетилювання 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 спе3 цифічним запахом, густиною 1060-1100 кг/м , кінематичною в'язкістю 300-500 сСт, pH 5%-го водного розчину - 6-8. Рипокс-6 - оксіетильована ріпакова олія - жовто-коричнева в'язка рідина з pH 1%-го водного розчину 8-10, розчинна у спиртах і гліколях. 5 Савенол-NWP - суміш гідратованих неіоногенних ПАР, розчинна у воді та спиртах - гелеподібна безколірна рідина з pH 1%-го водного розчину 7,0, температурою помутніння 62,8 °С і кінематичною в'язкістю при 40°С 160,5 сСт. Савенол-SWP (ТУ 6-00205601.092) - суміш продуктів на основі неіоногенних ПАР, розчинна у воді та в органічних розчинниках (спирти, гліколі) гелеподібна безколірна рідина з pH 1%-го водного розчину 5-8. Нафтохім-1 - поліетиленполіаміди кислот талової олії - рідина темно-коричневого кольору з температурою застигання мінус 21°С і густиною 3 при 20°С не менше 822 кг/м . Масова доля загального азоту в продукті складає не менше 2%, а кислотне число знаходиться в межах 8-24 мг 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. Фосфатидин - алкілоламіди кислот ріпакової олії та ацилгліцерол і ацилгліцерофосфатиди, розчиняються в органічних розчинниках, зокрема в гліколях та вуглеводнях - тверда речовина з температурою розм’якшення 45-46°С, від жовтуватого до темно-коричневого кольору і густиною 930 3 кг/м . Його отримують взаємодією фосфатидного концентрату (ФК, ДСТУ 4526:2006 або ТУ 9146203-00334534-97) з етаноламіном (ЕА) при мольному співвідношенні ФК:ЕА= 1:3 за температури (160-175)°С протягом 3,0 годин, відповідно до патенту [4]. Катіонний жир (ТУ У 6-25570365.071) - продукт конденсації оксіетильованого етанолдіаміну з ріпаковою олією - в'язка коричнева мастилоподібна маса, розчинна у вуглеводнях і гліколях. Твін-80, рипокс-6, савенол-NWP, савенол SWP та катіонний жир виготовляються ІваноФранківським ВАТ "Барва". Олеодин - алкілоламідоаміни кислот ріпакової олії та оксіетильованого етанолдіаміну, розчинні в гліколях та нафтопродуктах - тверда речовина з температурою розм’якшення 45-46°С, від жовтуватого до темно-коричневого кольору і густиною 910940 кг/м3. Діетиленгліколь - густа безбарвна рідина без запаху, солодкуватого смаку; Т.пл. (-8,0°С), Т.кип. 245°С; густина при 15°С 1120 кг/м3. Він змішується з водою, спиртами, ацетоном, гліцерином, мало розчинний у ароматичних вуглеводнях, чотирьохлористому вуглеці. Для 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-моно-чи Ν,Ν-дизаміщених похідних акриламіду (Полікар - Київ, Поліпласт та АК-639 - Саратов, "Петросорб" - Санкт-Петербург тощо), які являють собою порошки білого кольору або подрі 88740 6 бнену гелеподібну масу з жовтуватим чи голубува3 тим відтінком, густиною 1050-1060 кг/м . 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 гідроксидів 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 полімеру і мінералізації водної фази, складає від 100 г до 2100 г води на 1 г 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 "проникна 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 проникну здатність мало відчутний, а при концентрації ПАР понад 2% система структурується і в'язкість розчину підвищується настільки, що проникна 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 труб, 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. Температуру суміші підвищують до 90°С і перемішують до отримання гомогенного розчину ОТП. 7 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 300-500 л закачують у затрубний простір. Цілісність малов'язкої облямівки герметика у затрубному просторі утримується гелевою 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 олійножирових 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 5-15 хв. 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. 88740 8 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 (таблиця) запропонованого способу відновлення герметичності свердловин на підземних сховищах газу, газових, газоконденсатних та нафтогазоконденсатних родовищах підтвердили його ефективність. Гарячий в межах 80-90°С рідкий розчин "гліколь-ОТП-ПАР" при концентрації ПАР 0,5-2,0% володіє високою проникною здатністю в порову і тріщинувато-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 осьове переміщення експлуатаційної колони при закачуванні і відборі газу на ПСГ в різні періоди року. Таблиця Результати випробовувань способу ліквідації міжколонного Рмк і заколонного Рзкл плину газу в свердловинах газових, газоконденсатних та нафтогазоконденсатних родовищах та ПСГ Pмк, МПа Pзкл, МПа МіжреПриМорозо№ СДЕГ, Своди, СОТП, СПАР, до після до після стійкість монтний Родовище чи ПСГ рода пробсвердл. % % % % період, оброб- оброб- оброб- оброб- °С ки роки лення лення лення лення За прототипом ПСГ 66 75 25 1,95 2,05 1,95 1,80 0 0 Запропонований спосіб 0,5 66 69,5 10 20 саве- полімерна 2,05 0 1,95 0 -35 >2 нол ПСГ 53,0 2,0 95 20 25 полімерна 1,85 0 1,85 0,10 -24 >2 (відпр.) твін 2,0 130 63,0 15 20 емульсійна 1,95 0 1,95 0,25 -30 >2 К.жир 67,5 1,5 1343 20 11 емульсійна 2,28 0 8,5 0 -33 1,9 (відпр.) АФ9-6 54,0 1,0 Газове родовище 1412 25 20 полімерна 6,00 0,30 6,87 0,70 -22 1,6 (відпр.) АФ9-4 2,0 2052 63,0 15 20 емульсійна 8,11 0 8,31 2,0 -30 1,9 АФ9-4 67,5 1,5 312 15 16 емульсійна 13,0 0 16,5 0 -31 >2 Газоконденсатне (відпр.) АФ9-6 родовище 1,0 335 68,0 15 16 емульсійна 14,2 2,0 14,2 0,43 -33 1,2 АФ9-4 1,5 629 67,5 15 16 емульсійна 7,48 0 7,48 0,72 -31 >2 НафтогазоАФ9-6 конденсатне 1,0 2035 68,0 15 16 емульсійна 6,74 0 6,74 0,40 -33 >2 ЕС-2 Як випливає з таблиці, в якій зведені результати випробувань, на відміну від прототипу (св.№66 ПСГ), використанням якого, навіть з по вторенням обробок, так і не вдалося усунути міжколонний і заколонний тиски, запропонований спосіб дозволив усунути плин газу у всіх випадках до 9 88740 безпечних величин експлуатації. Крім того, використання запропонованого винаходу дозволяє підвищити морозостійкість герметизуючих складів до мінус 22-35°С і збільшити міжремонтний період з ліквідації заколонного та міжколонного плину газу в свердловинах понад року, а в більшості випадків понад 2 роки. Завдяки підвищенню проникної 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 52 кг. 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. 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.- 15 с. Комп’ютерна верстка Л.Литвиненко 10 2. Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д. Ремонт газовых скважин. М.: ОАО "Изд-во "Недра", 1998.- С.121-131. 7 3. Пат. РФ №2 228429, МПК ; Ε21В33/138, 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 A.A., Усков В.П., Царькова Л.М., Комаров А.Г., Костенко EM //Заявка 2001126604/03. Заявл. 01.10.2001. Опубл. 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.-15 с. 5. Поп Г.С., Біленька В.І., Кучеровський В.М. Екологічно чисті поверхнево-активні системи для закінчування і капітального ремонту свердловин /Мат-ли наук.-техн. конф. "Підвищення ефективності використання поверхнево-активних речовин в нафтогазовидобутку", Івано-Франківськ.ІФДТУНГ.-2000.- С.30-33. 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