Способ ликвидации межколонных газопроявлений в скважине

 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин. Техническим результатом является повышение эффективности и увеличение продолжительности эффекта герметизации неплотных соединений эксплуатационной колонны (ЭК) и каналов в цементном камне при ликвидации межколонных и заколонных газопроявлений путем повышения эффективной вязкости, структурно-механических свойств и устойчивости закачиваемого в затрубное (надпакерное) пространство герметизирующего раствора. В способе ликвидации межколонных газопроявлений в скважине, включающем закачку высоковязкой смеси в затрубное пространство, одновременно закачивают не менее двух составов, образующих в процессе смешения и продвижения в затрубном пространстве высоковязкую дисперсную систему, например: состав N1, мас. %: шлам от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам 47 - 52,5, синтетические жирные кислоты (СЖК) 1 - 1,5, отработанные нефтепродукты (ОНП) 1 - 2, водный раствор хлористого кальция (пересыщенный, плотностью 1400-1450 кг/м³) 45-50, состав N2, мас.%: сульфат натрия 10-18, карбонат натрия 14-18, бентонитовая глина 10-14, вода - остальное, причем составы готовят отдельно и закачивают в скважину одновременно в соотношении 1:1. 2 табл., 2 ил.

Предлагаемое изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.

В практике для предупреждения и ликвидации межколонных и заколонных газопроявлений используют различные герметизирующие составы: буровые растворы; солевые растворы; специальные дисперсии на водной и углеводородной основе [см. Повышение эффективности капитального ремонта газовых скважин в условиях Крайнего Севера. О.И.М.: ВНИИГазпром., 1989, с.12-19]. Однако данные составы имеют невысокую эффективность герметизации и непродолжительный период действия в связи с низкой вязкостью, высокой фильтрацией и недостаточной устойчивостью.

Известен способ ликвидации межколонных газопроявлений, в соответствии с которым в затрубное пространство скважины закачивают инвертную меловую дисперсию (ИМД) и одновременно закачивают воду или раствор хлористого кальция при их соотношении от 1:0,25 до 1:1,5.[см. Патент СССР N 1771507, E 21 B 33/138, 1992]. Состав инвертной меловой дисперсии: Шлам от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам - 7,5-40% Газоконденсат - 1.7-15% Эмультал - 0.6-2% Карбонат кальция - 2-20% Водная фаза - Остальное до 100% Основные параметры раствора следующие: Плотность, кг/м³ - 1100-1180 Условная вязкость по СПВ-5, мин - 31 - 41 (капает) Фильтрация, см³/30 мин - 0.5 - 1
Однако указанный раствор не обеспечивает эффективную герметизацию каналов при газопроявлениях из-за недостаточной условной и эффективной вязкости. К недостаткам прототипа следует отнести неспособность раствора повышать свои свойства со временем, а именно в процессе его закачки в скважину (в затрубное пространство), при продвижении по внутренней поверхности эксплуатационной колонны (ЭК), каналам негерметичных резьбовых соединении и трещинам заколонного цементного камня. По этой причине основная часть раствора попадает в интервал перфорации и приводит к загрязнению или полной блокировке призабойной зоны пласта (ПЗП), особенно в условиях АНПД.

Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности ликвидации межколонных и заколонных газопроявлений и увеличение продолжительности эффекта герметизации неплотных соединений ЭК каналов и трещин в цементном камне путем повышения эффективной вязкости, структурно-механических свойств и устойчивости закачиваемой смеси.

Поставленная цель достигается тем, что при способе ликвидации межколонных газопроявлений в скважине, включающем закачку вязкого раствора в затрубное пространство, одновременно закачивают не менее двух составов, образующих в процессе смешения и продвижения в затрубном пространстве высоковязкую дисперсную систему, например:
Состав N 1, мас.%:
Шлам от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам - 47 - 52,5
Синтетические жирные кислоты (СЖК) - 1 - 1,5
Отработанные нефтепродукты (ОНП) - 1 - 2
Водный раствор хлористого кальция (пересыщенный, плотностью 1400 - 1450 кг/м³) - 45 - 50
Состав N 2, мас.%:
Сульфат натрия - 10 - 18
Карбонат натрия - 14 - 18
Бентонитовая глина - 10 - 14
Вода - Остальное до 100%
причем составы готовят отдельно и закачивают в скважину одновременно в соотношении 1:1.

Введение в раствор химически активной группы реагентов (сульфата натрия, хлористого кальция, карбоната натрия) позволяет в результате активного химического взаимодействия получить в углеводородной среде дополнительную дисперсную фазу. Получению дисперсной фазы способствуют процессы образования кристаллогидратов путем связывания молекул растворителя (воды). Эти два явления приводят к увеличению количества твердой фазы в смеси, а следовательно, и к изменению его технологических характеристик.

Необходимость получения высоковязкой смеси путем закачки в затрубное пространство двух составов обусловлена технологическими особенностями ликвидации межколонных и заколонных газопроявлений, техническими характеристиками насосных агрегатов (типа ЦА-320), получением высоковязкой смеси на основе отработанных нефтепродуктов (ОНП) с необходимыми технологическими характеристиками (показателями), изменением их во времени и свойствами хим.реагентов, составляющих активную группу.

Использование такой совокупности признаков для достижения поставленной цели ранее не известно. Это позволяет получить в скважине смесь, которая по мере поступления в неплотные резьбовые соединения ЭК, трещины и каналы заколонного цементного камня, повышает структурно-механические свойства во времени и надежно закупоривает пути выхода газа через межколонное пространство. Остаток смеси продавливается в надпакерную зону и дополнительно перекрывает пути поступления газа в затрубное пространство.

На основании вышеизложенного считаем, что предложенный способ ликвидации межколонных газопроявлений в скважине удовлетворяет требованию критериев "новизны" и "изобретательский уровень".

Конкретно изобретение поясняется таблицами (1 и 2), графиком (фиг. 1) и схемой (фиг. 2). В таблице 1 представлены рецептуры исходных составов N 1 и N 2 для получения герметизирующих растворов (ГР). В таблице 2 представлены технологические показатели герметизирующих растворов после смешения составов N 1 и N 2, на фиг. 1 показано изменение эффективной вязкости герметизирующего раствора и прототипа во времени, а на фиг. 2 - схема проведения технологического процесса.

Реализация способа в промысловых условиях происходит следующим образом, фиг. 2: производят стравливание давления в межколонном (1) и затрубном (2) пространствах, работающей на факел скважины, до минимально возможного показания манометров на межколонном (3) и затрубном (4) пространствах. При открытом межколонном пространстве в затрубное пространство одновременно двумя цементировочными агрегатами (5) и (6) через тройник (7) закачивают заранее приготовленные составы N 1 и N 2, находящиеся в автоцистернах (8) и (9) в соотношении 1: 1. Полученный при их смешивании расчетный объем герметизирующего раствора (10) продавливают по задавочной линии (11) с учетом заполнения затрубного пространства от пакера (12) до устья скважины. При продавке герметизирующего раствора в затрубное пространство давление на цементировочных агрегатах не должно превышать давления опрессовки пакера и ЭК. Закрывают задвижки на межколонном и затрубном пространствах, Результаты проведения обработки фиксируют через сутки. Пример выполнения способа:
Способ был проведен сначала в лабораторных условиях. Было приготовлено три рецептуры герметизирующего раствора. Для приготовления состава N 1 в подогретую до 55^oC воду засыпали кристаллический кальций для получения пересыщенного водного раствора плотностью 1400 - 1500 кг/м³, достаточный для получения расчетного количества дисперсной фазы в смеси. Затем маленькими порциями вводили предварительно перемешанную углеводородную часть (шлам, ОНП). Концентрацию компонентов подбирали в соответствии с рецептурами, показанными в таблице 1. После смешивания и эмульгирования всего объема жидкости на смесительной установке "Воронеж" полученную эмульсию перемешивали еще 5 -10 минут до полной гомогенизации. Условную вязкость состава N 1 определяли на вискозиметре СПВ-5, а плотность - ареометром АБР-1.

Для приготовления состава N 2 в подогретую до 40 - 50^oC воду при постоянном перемешивании вводили хим.реагенты в следующей последовательности: Na₂SO₄, Na₂CO₃. После растворения солей в раствор вводили бентонитовый глинопорошок и оставляли на 2 часа для его набухания. Концентрацию компонентов подбирали в соответствии с рецептурами, показанными в таблице 1. Готовый состав перед проведением лабораторных замеров повторно перемешивали.

Лабораторный контроль о готовности составов осуществляли замером следующих показателей:
Состав N 1
Условная вязкость - 150 - 300 с
Плотность - 1,28-1,33 г/см³
Состав N 2
Условная вязкость - 100- 120 с
pH - 11 - 12
Плотность - 1,28 - 1,34 г/см³
Далее приготовленные составы (табл. 1) смешивали для получения высоковязкой смеси и исследовали на фильтрацию, эффективную вязкость, термостабильность, условную вязкость и pH. Для замера эффективной вязкости использовали прибор "Полимер РПЗ-1 м". Результаты лабораторных исследований приведены в таблице 2 и на графике (фиг. 1).

Для ликвидации межколонного газопроявления в скважине N 11062 Уренгойского месторождения выбрали герметизирующий раствор по рецептуре N 3 (табл. 1). Технические данные по скважине: ЭК диаметром 168 мм, искусственный забой - 1243 м; насосно-компрессорные трубы диаметром 114 мм спущены до глубины 1228 м; пакер 2ПД-ЯГ установлен на глубине 980 м. Параметры работы скважины: устьевое давление - 4,14 МПа; статическое давление - 5,08 МПа; межколонное давление - 5МПа. На скважину завезли заранее приготовленные согласно рецептуре N 3 (табл. 1) составы N 1 и N 2. Межколонное пространство оборудовали факельной линией и спрессовали на 7,5 МПа. Произвели техническое исследование скважины. Межколонное давление стравливалось за 25 с и за 30 мин выросло до 4,85 МПа. Затрубное давление стравливалось до 2,5 МПа. При сравнении кривых восстановления давления в затрубном и межколонном пространстве обнаружили связь затрубного пространства с межколонным. Произвели сборку задавочной линии, расстановку оборудования и спецтехники согласно схеме фиг. 1. Опрессовали задавочную линию на 7, 5МПа. Запустили скважину на стационарный факел. Одновременно двумя цементировочными агрегатами ЦА-320 при производительности насосов 4,8 л/с на второй передаче произвели закачку в затрубное пространство составов N 1 и N 2 по 3,7 м³ каждого. Общий объем герметизирующего раствора - 7,4 м³. Закачку производили при открытом межколонном пространстве, выхода жидкости из межколонного пространства при этом не было. Начальное давление закачки 2,5 МПа, конечное 5 МПа. Закрыли скважину на 24 часа. После технологического отстоя провели техническое обследование скважины - давление в межколонном пространстве равно нулю. Запустили скважину в шлейф.

Предлагаемый способ ликвидации межколонных и заколонных газопроявлений испытан на скважинах N N 11062; 12091; 11053 Уренгойского ГКМ, в результате чего они отремонтированы и находятся в работе. Успешность работ составила 100%.

Из приведенных в таблице 1 и графике (фиг. 1) данных видно, что заявляемый способ ликвидации межколонных и заколонных газопроявлений является более эффективным по сравнению с прототипом.

Необходимо отметить, что понижение концентрации компонентов снижает технологические параметры смеси, а следовательно, и результативность способа ликвидации межколонных и заколонных газопроявлений. Повышение концентрации компонентов смеси вышеуказанных значений создает трудности при продавке остатков смеси в надпакерную зону.

Формула изобретения

Способ ликвидации межколонных газопроявлений в скважине, включающий закачку высоковязкой смеси в затрубное пространство, отличающийся тем, что в затрубное пространство одновременно закачивают не менее двух составов, образующих в процессе смешения и продвижения в затрубном пространстве высоковязкую дисперсную систему, например:
Состав N 1, мас.%:
Шлам от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам - 47 - 52,5
Синтетические жирные кислоты (СЖК) - 1 - 1,5
Отработанные нефтепродукты (ОНП) - 1 - 2
Водный раствор хлористого кальция (пересыщенный, плотностью 1400 - 1450 кг/м³) - 45 - 50
Состав N 2, мас.%:
Сульфат натрия - 10 - 18
Карбонат натрия - 14 - 18
Бентонитовая глина - 10 - 14
Вода - Остальное до 100
причем составы готовят отдельно и закачивают в скважину одновременно в соотношении 1 : 1.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5