Спосіб ліквідації міжколонного та заколонного плину газу в свердловинах

Реферат: Спосіб ліквідації міжколонного та заколонного плину газу в свердловинах включає геофізичні дослідження, перфорацію колони і помпування в зону дефекту герметизуючого складу на основі фосфатидного концентрату. Для підвищення якості закупорювання газоплинних каналів 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 таких співвідношеннях: 65,0-95,0 мас. % фосфатидного концентрату, 0,1-1,5 мас. % катіонної ПАР, 4,9-33,5 мас. % вуглеводневого розчинника. UA 102121 C2 (12) UA 102121 C2 UA 102121 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Винахід належить до газовидобувної та газотранспортної промисловостей, зокрема до технології і матеріалів для ліквідації міжколонного та заколонного плину газу в свердловинах в процесі їх будівництва і експлуатації на газових, газоконденсатних, нафтогазоконденсатних родовищах, а також на сховищах підземного зберігання газу. Однією з основних причин суттєвих втрат продуктивності (30-60 %) газоконденсатних пластів є виникнення заколонних проявів пластових флюїдів і міжпластового газоплину внаслідок низької якості цементування експлуатаційної колони, руйнування цементного кільця у фільтровій зоні свердловини через застосування традиційних методів перфорації, негативного впливу температурних радіальних і повздовжніх коливань експлуатаційних та інших колон на цементний камінь. Кількість свердловин з міжколонними проявами досягає 10 % від їх загальної кількості [1]. Відомий спосіб відновлення герметичності свердловин шляхом закачування у затрубний 3 простір одноразово чи порційно (0,15-0,3 м ) через 15-30 хв. водних розчинів карбонату натрію, силікату кальцію чи їх суміші та хлориду кальцію в присутності водних розчинів гідролізованого поліакрилонітрилу, КМЦ чи поліакриламіду як структуроутворювача. В результаті хімічної взаємодії вони утворюють гелеподібну суспензію карбонату кальцію, силікату кальцію чи їх суміші, яка і закупорює газопровідні канали методом "ковзаючої пробки", тобто прогонкою суспензії СаСО3 вгору-вниз по колоні газом [2]. Недоліком цього способу є миттєве утворення агрегатів нерозчинних солей діаметром понад 10 мкм та низька проникна здатність одержаної гелеподібної закупорюючої суміші, внаслідок чого герметизуючий ефект незадовільний чи короткочасний. Відомий спосіб ліквідації газопроявів у свердловині за патентом Росії №2144130, публ. 10.01.2000 [3]. Спосіб включає одночасне помпування в затрубний простір щонайменше двох складів, які утворюють в процесі змішування і руху по затрубному простору високов'язку герметизуючу дисперсну систему. Перший склад включає: шлам від виробництва сульфонатних присадок до мастильних олив - 47-52,5 %, синтетичні жирні кислоти - 1-1,5 %, відпрацьовані 3 нафтопродукти - 1-2 %, пересичений водний розчин хлориду кальцію (густина 1400-1450 кг/м ) 45-50 %. Склад № 2 вміщує: сульфат натрію - 10-18 %, карбонат натрію - 14-18 %, бентонітову глину - 10-14 % і воду - решта до 100 %. Наведені склади реагентів готують окремо і закачують у свердловину одночасно у співвідношенні 1:1. Цей спосіб малоефективний через високу в'язкість і незадовільну проникаючу здатність і обмежений можливістю використання тільки варіантом стаціонарного заповнення затрубного простору. З іншого боку, висока концентрація СаСО3 у вихідному шламі від виробництва сульфонатних присадок та миттєве додаткове утворення твердого осаду СаСО3 і CaSО4 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 СаСО 3 піддається розчиненню соляною кислотою, то видалення CaSO4 і глини є проблематичним. Внаслідок цього погіршуються ємніснофільтраційні 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 (рН>10) сприяє корозії труб і внутрішньосвердловинного обладнання. Задачею створення та технічним результатом винаходу 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. 1 UA 102121 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 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 дефекта 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 в якості герметизуючого складу 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. 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 (олеодин, фосфолідин, 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 9146-203-00334534-97. 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 паливо-вода - 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: олеодин, фосфолідин чи дорад. Олеодин - продукт конденсації ріпакової олії з оксіетилованим етилендіаміном. За своїми фізико-хімічними властивостями це в'язка мастилоподібна маса коричневого кольору з густиною 3 950-990 кг/м , кислотним числом 20-25 мг КОН/г продукту, температурою замерзання мінус 8-12 °С, добре розчинний у вуглеводнях і гліколях, за токсичністю відноситься до продуктів 4-го класу небезпеки. Фосфолідін - продукт конденсації фосфатидного концентрату (ФК) з оксіетилованим етилендіаміном. Його отримують взаємодією фосфатидного концентрату з оксіетилованим етилендіаміном за температури (165-180) °С протягом 6,0 годин. За фізичним станом фосфолідин - 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. Наведені катіонні ПАР (КПАР) - олеодин, фосфолідин, дорад - продукти комплексної дії: емульгатори-стабілізатори, гідрофобізатори, інгібітори 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 - затвердівання (плівкоутворення)" залежить від температури розчинів і концентрації КПАР. За найбільш широко вживаного температурного інтервалу 30-90 °С, оптимальна концентрація КПАР-гідрофобізатора складає 0,5-2,0 %, яка і прийнята нами як робочий розчин для першого етапу робіт - гідрофобізації порового середовища газоплинних каналів і ПЗС. При концентрації КПАР менше 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 2 UA 102121 C2 5 10 15 20 25 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 так. Після виконання геофізичних досліджень в свердловині навпроти знаходження місця негерметичності роблять перфорацію. Тим часом безпосередньо біля 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 (олеодин, фосфолідин, 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 факел 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 0,5-2,0 % володіє високою проникною здатністю в порову і тріщинуватопорову 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 Родовище чи № ПСГ свердл ПСГ 87 87 ПСГ 86 Газове родовище 1329 Газоконденсатне 315 Нафто-газоконденсатне 1413 337 2086 Герметизуючий склад, % Рмк, МПа Рзкл, МПа мас. ПласПАРВугле- това гідрофоМіжремонтний водне- темпедо після до Після бізатор, % період, роки рату- оброб- оброб- оброб- обробФК КПЛР вий мас. розчин- ра, °С лення лення лення лення ник За прототипом 35 2,87 2,80 1,65 2,30 0 Бентонітовий – 50 – порошок - 50 85 2,80 2,35 2,30 2,15 0 Запропонований спосіб Олеодин Олеодин ДП65,0 >35 2,35 0,38 2,15 0,18 0,8 1,5 1,5 33,5 Фосфолідин Фосфолідин 95,0 ГК-4,9 >35 1,95 0,00 1,95 0,10 >2,0 - 1,0 - 0,1 ОлеодинОлеодин 80,0 ГК-19,0 >35 5,38 0,00 8,5 0,0 >1,8 1,5 1,0 Дорад - 2,0 80,0 Дорад - 1,5 ГК-18,5 >35 4,50 0,00 4,87 0,30 >2,0 Олеодин Олеодин 90,0 ГК-9,0 >85 13,0 0,00 16,5 0,00 >1,6 0,5 1,0 Олеодин Олеодин НЕ65,0 >85 14,2 0,30 14,2 0,40 >1,2 2,0 0,5 34,5 Фосфолідин Фосфолідин ЛН80,0 >80 6,74 0,00 6,74 0,20 >2,0 - 0,5 - 1,5 18,5 30 35 Як випливає з таблиці, в якій зведені результати випробувань, на відміну від найближчого аналога (свердловина № 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 0,8-1,8 року, а в більшості випадків понад 2 роки. Крім того, завдяки високій адгезії і плівкоутворенню 3 UA 102121 C2 5 10 15 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. Використані джерела інформації: 1. Бекметов A.M. Заканчивание скважин. - Газовая промышленность. - 2001. - № 12. - С. 4546. 2. Сотула Л.Ф., Мрочко М.Я., Зезекало І.Г. Відновлення герметичності свердловин на газоконденсатних родовищах і підземних сховищах газу. - Нафтова і газова промисловість. 1995. - № 1. - С. 39-41. 6 3. Пат. РФ №2144130, МПК Е 21 В 33/138 // А.Н. Дудов и др. Заявл.21.04.99. Опубл. 10.01.00. Бюл. № 1. 7 4. Пат. РФ №2228429, МПК Е 21 В 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 (найближчий аналог). ФОРМУЛА ВИНАХОДУ 20 25 Спосіб 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. Комп’ютерна верстка А. Крулевський 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 4