Способ ликвидации межколонных и заколонных перетоков газа в скважинах

 

Изобретение относится к технологии и материалам для ликвидации межколонных и заколонных перетоков газа на скважинах подземного его хранения (ПХГ) газодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение срока стабильности, повышение термостойкости в среде и адгезии герметизирующего состава с поверхностями пор, трещин породы, цементного камня и, как следствие, увеличение межремонтного периода по ликвидации заколонных и межколонных перетоков газа на скважинах ПХГ. В способе ликвидации межколонных и заколонных перетоков газа в скважинах, включающем геофизические исследования, перфорацию колонны и закачку герметизирующего состава, содержащего бентонитовую глину под давлением через перфорационные отверстия в зону перетока газа, в зону перетока газа закачивают в жидком и горячем c температурой 80-90°С состоянии герметизирующий состав, содержащий бентонитовую порошковую глину и дополнительно эмульгатор-фосфатидный концентрат, при следующем соотношении компонентов, мас.%: бентонитовая порошковая глина - 50, фосфатидный концентрат - 50.

Изобретение относится к технологии и материалам при ликвидации межколонных и заколонных перетоков газа на скважинах подземного его хранения (ПХГ) газодобывающей промышленности.

Известен способ ликвидации межколонных и заколонных перетоков газа в скважину, включающий закачку к месту пропуска газа (перетока газа) солярно-бентонитовой смеси (СБС) или конденсатно-бентонитовой смеси (КСБ) и выдержку во времени для контакта бентонитовой глины с водой и набухания глины с целью кальматации каналов (трещин) в межколонных и заколонных пространствах (Басарыгин Ю.М. и др. Ремонт газовых скважин. М.: Недра, 1998, с. 121-131).

Недостатком такого способа является то, что СБС и КСБ неоднородны, нестабильны, глина быстро выпадает в осадок даже при добавках ПАВ, а это создает определенные трудности и проблемы по доставке растворов к месту назначения и задавки в место пропуска газа (перетока газа). Отсутствует гарантия полного замещения в суспензии углеводородов на воду и, следовательно, качественной кальматации каналов перегона газа. Все эти недостатки не позволяют обеспечить ликвидацию перетоков газа по стволу скважины.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ ликвидации межколонных и заколонных перетоков газа в скважинах, включающий геофизические исследования, перфорацию колонны и закачку герметизирующего состава под давлением в зону перетока газа с последующей продувкой в затрубье и закачкой в него водного раствора хлористого кальция или магния. В качестве герметизирующего состава применяют омыленный таловый пек (ОТП) в виде раствора концентрацией от 18 до 25 мас.%, кроме того, может быть использована солярно-бентонитовая смесь, содержащая бентонитовую глину (Басарыгин Ю.М. и др. Ремонт газовых скважин. М.: Недра, 1998, с. 121-131).

Однако известный способ мало эффективен из-за недостаточной продолжительности его действия в процессе эксплуатации скважин ПХГ.

Целью настоящего изобретения является увеличение срока стабильности, повышение термостойкости в среде и адгезии герметизирующего состава с поверхностями пор, трещин породы, цементного камня и, как следствие, увеличение межремонтного периода по ликвидации заколонных и межколонных перетоков газа на скважинах ПХГ.

В способе ликвидации межколонных и заколонных перетоков газа в скважинах, включающем геофизические исследования, перфорацию колонны и закачку герметизирующего состава, содержащего бентонитовую глину под давлением через перфорационные отверстия в зону перетока газа, в зону перетока газа закачивают в жидком и горячем c температурой 80-90°С состоянии герметизирующий состав, содержащий бентонитовую порошковую глину и дополнительно эмульгатор-фосфатидный концентрат, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Бентонитовая порошковая глина 50,0

Фосфатидный концентрат 50,0

Фосфатидный концентрат можно применять и очищенный в тех же соотношениях.

Нагретый до 80-90°С состав обладает хорошей прокачиваемостью по трубам в скважине, проходимостью в трещиноватую пористую породу (цементный камень), прочной адгезией с породой (цементным камнем), а после охлаждения до температуры 65°С и ниже расплыв загустевает и обеспечивает надежную герметизацию с учетом колебаний температурного режима, создающего осевое перемещение эксплуатационной колонны при закачке и отборе газа в разные времена года.

Способ осуществляют следующим образом.

После выполнения геофизических исследований скважины, определения места нахождения перетока газа (начала утечки газа), перфорационных и других технологических операций непосредственно на устье перед закачкой готовят герметизирующий состав с подогревом от 80-90°С и закачивают его под давлением в межколонное или затрубное пространство.

Перед закачкой герметизирующего состава и после закачки в скважину закачивают буферную жидкость, подогретую до 90°С.

Затем скважину промывают от остатков герметизирующего состава и буферной жидкости и оставляют ее на заданное время для затвердевания герметизирующего состава в месте перетока газа.

Использование предлагаемого изобретения позволит увеличить межремонтный период по ликвидации заколонных и межколонных перетоков газа в скважинах подземного хранения газа (ПХГ) и снизить стоимость ремонта за счет низкой стоимости сырья.

Предлагаемый герметизирующий состав может применяться и для других изоляционных операций в скважинах.

Экономический эффект от использования данного изобретения может быть в три и более раз больше в сравнении с существующими способами эксплуатации скважин ПХГ.

Формула изобретения

Способ ликвидации межколонных и заколонных перетоков газа в скважинах, включающий геофизические исследования, перфорацию колонны и закачку герметизирующего состава, содержащего бентонитовую глину под давлением через перфорационные отверстия в зону перетока газа, отличающийся тем, что в зону перетока газа закачивают в жидком и горячем с температурой 80-90°С состоянии герметизирующий состав, содержащий бентонитовую порошковую глину и дополнительно эмульгатор - фосфатидный концентрат при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Бентонитовая порошковая глина 50,0

Фосфатидный концентрат 50,0