СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ МЕЖКОЛОННЫХ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ В СКВАЖИНЕ Российский патент 2001 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности и предназначено для ликвидации межколонных перетоков газа в эксплуатационных скважинах.

Основными факторами, способствующими процессам межколонных газопроявлений, являются:
- наличие негерметичности резьбовых соединений в насосно-компрессорных трубах и их износ;
- снижение стабильности показателей технологической жидкости, применяемой для ликвидации межколонных газопроявлений, ее бактереологическая деструкция во времени;
- отсутствие кольматирующих добавок в технологических жидкостях;
- наличие цикличности закачки и отбора газа при эксплуатации подземных хранилищ газа.

Для предупреждения и ликвидации межколонных газопроявлений используют различные составы: специальные дисперсии на водной основе, солевые растворы и всевозможные буровые растворы.

Известен способ ликвидации межколонных газопроявлений в скважине, при котором в межтрубное пространство над пакером закачивают высокомолекулярный полимерный водный раствор карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) 5 мас.% [1].

Известный способ не обеспечивает надежной изоляции перетоков газа через резьбовые соединения лифтовых труб за счет снижения реологических параметров данного закачиваемого полимерного раствора.

Наиболее близким к заявляемому по назначению и совокупности существенных признаков является способ ликвидации межколонных газопроявлений в скважине, включающий закачку вязкого раствора в затрубное пространство, в качестве вязкого раствора используют инвертную меловую дисперсию, включающую следующие компоненты при их соотношении, мас.%: шлам от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам или присадка на его основе 7,5 - 40,0, газоконденсат 1,7 - 15,0, эмультал 0,6 - 2,0, карбонат кальция 2,0 - 20, вода - остальное, причем одновременно с инвертной меловой дисперсией дополнительно закачивают воду или раствор хлористого кальция при их соотношении от 1:0,25 до 1:1,5 [2].

Однако в данном способе для закачки в затрубное пространство используется жидкость, имеющая низкую эффективность герметизации, что способствует пропуску газа в резьбовых соединениях обсадных колонн и является основным источником образования межколонных давлений и скопления газа в коллекторах перекрывающего комплекса пород.

Заявляемое изобретение решает задачу обеспечения надежности ликвидации межколонных газопроявлений в скважине за счет повышения эффективности герметизации резьбовых соединений лифтовых труб.

Для решения указанной задачи согласно предлагаемому способу ликвидации межколонных газопроявлений в скважине, включающему закачку вязкого раствора в затрубное пространство, в качестве вязкого раствора используют герметизирующий состав, включающий следующие компоненты при их соотношении, мас.%: хлористый натрий 20.0-25,0; мелкодисперсные микросферы на основе натриевого поросиликатного стекла 5,0-7,0; ПАВ 0,04-0,07; феррохромлигносульфонат 1,0-2,0; сульфацелл 0,5-1,0; модифицированный крахмал 2,0-4,0; водная фаза - остальное, причем закачку последней порции состава производят при давлении, превышающем давление в скважине не менее чем на 5 МПа.

Технический результат от применения указанного состава заключается в повышенной устойчивости герметизирующего раствора за счет его высокой вязкости и низкой фильтрации, что способствует усилению герметизирующего эффекта.

Технический результат, получаемый от закачки последней порции состава при давлении, превышающем давление в скважине не менее чем на 5 МПа, заключается в обеспечении полной кольматации резьбовых соединений. Кольматация достигается за счет более глубокого проникновения частиц мелкодисперсного наполнителя в раскрытия каналов перетоков резьбовых соединений, что способствует повышению эффективности герметизации резьбовых соединений лифтовых труб.

В результате повышения эффективности герметизации резьбовых соединений лифтовых труб обеспечивается надежная ликвидация межколонных газопроявлений в скважине.

В заявляемом техническом решении применение герметизирующего состава в заявляемой концентрации компонентов и закачка его последней порции при давлении, превышающем давление в скважине не менее чем на 5 МПа, позволяет решить новую техническую задачу: повысить эффективность герметизации резьбовых соединений лифтовых труб, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию "изобретательский уровень".

Предлагаемый способ ликвидации межколонных газопроявлений в скважине осуществляют следующим образом.

Герметизирующий состав готовят непосредственно на скважине путем растворения в воде хлористого натрия, сульфацелла, модифицированного крахмала, феррохромлигносульфоната и ПАВ. Затем добавляют мелкодисперсный наполнитель и перемешивают. Готовый раствор с помощью цементировочного агрегата закачивают в затрубное пространство. При этом закачку последней порции состава производят при давлении, превышающем давление в скважине не менее чем на 5 МПа.

В лабораторных условиях проводили исследования по определению оптимальной концентрации раствора и режима его закачки, для чего были использованы:
- в качестве хлористого натрия использовали рассол хлористого натрия плотностью 1190 кг/м³ с температурой замерзания минус 21^oC;
- в качестве наполнителя - мелкодисперсные микросферы на основе натриевого поросиликатного стекла (ТУ 6-48-108-94) с размером частиц 15 -20 мкм, которые меньше размеров раскрытия каналов перетоков, что способствует их лучшему проникновению;
- в качестве стабилизатора - водорастворимую гидроксиэтилцеллюлозу - сульфацелл (ТУ 6-55-221-1210-91);
- в качестве регулятора структурно-реологических показателей использовали модифицированный крахмал (ГОСТ 7698-78);
- для защиты от бактериологического разложения состава использовали бактерицид феррохромлигносульфонат (ФХЛС) (ТУ 39-01-08-348-78);
- в качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) использовали МЛ-80Б (ТУ 84-509-1-82) многокомпанентную смесь ионогенных и неионогенных ПАВ разного химического строения, маслянистую жидкость плотностью 1090 кг/м³.

Пример. Смешивали 88,69 г рассола хлористого натрия с 0,75 г сульфацелла до растворения под лабораторной мешалкой. Добавляли при перемешивании 3 г крахмала модифицированного, 1,5 г бактерицида ФХЛС, 0,06 г поверхностно-активного вещества МЛ-80Б и 6 г мелкодисперсного наполнителя. Полученный раствор заливали в установку, имитирующую резьбовое соединение насосно-компрессорных труб (НКТ), диаметром 114 мм ГОСТ 632-80 с трапецеидальной резьбой соединительных концов труб и муфт. Моментное усилие наворота резьбовой пары составляло 4000 - 5000 Нм, что соответствует требованиям эксплуатации НКТ. С одной стороны муфтовое резьбовое соединение НКТ загерметизировано (заварено глухим фланцем), с другой стороны "пипка" соединена соединительным трубопроводом с контрольным и рабочим манометрами и с прессом. В муфту наливали герметизирующий состав, наворачивали "пипку" и с помощью пресса создавали давление 5 МПа. Контроль наличия перетока осуществляли по величине расхода утечки герметизирующего состава через резьбовое соединение при падении давления. Расход утечки состава определяли по формуле:

где q - расход утечки, см³/с;
V - внутренний объем жидкости в полости муфты, см³;
Δβ - коэффициент сжимаемости состава;
t - время падения давления, с;
По известным методикам [3, 4, 5] определяли плотность, условную вязкость и фильтратоотдачу.

Аналогичным образом были исследованы составы различной концентрации ингредиентов по заявляемому способу и по прототипу, а результаты представлены в табл. 1 и 2.

Как видно из табл. 1, состав, используемый по прототипу, имеет низкие значения условной вязкости и высокие показатели фильтратоотдачи (опыты 1-3), что приводит к большим расходам утечки раствора через резьбовые соединения (перетокам), не обеспечивая достаточную кольматацию. Кроме того, у состава по прототипу с течением времени (через 25 суток) технологические показатели ухудшаются, что также снижает качество кольматации, увеличивая расход утечки через резьбовые соединения лифтовых труб.

При анализе результатов исследований герметизирующего состава по заявляемому способу, отраженных в табл. 2, выявлено:
Содержание хлористого натрия 15 мас.%, мелкодисперсного наполнителя 4 мас. % и ПАВ 0,03 мас.% не позволяет достичь поставленной задачи изобретения из-за низкой вязкости и высокой фильтратоотдачи, приводящих, в свою очередь, к увеличению перетока состава и его низкой кольматации (опыт 9).

Содержание в составе феррохромлигносульфоната в количестве 0,7 мас.% (опыт 9) с течением времени (через 25 сут) не защищает стабилизаторы от бактериологической деструкции, что приводит к снижению вязкости, увеличению фильтратоотдачи и снижению качества герметизирующего состава.

Содержание в составе 0,4 мас.% сульфацелла, 1,5 мас.% модифицированного крахмала и 0,03 мас. % ПАВ не позволяет достичь поставленной задачи, т.к. состав имеет низкую вязкость (130-80 с) и высокую фильтратоотдачу (от 9,5 до 22•10^-6 м³/30 мин), особенно с течением времени, что приводит к увеличению перетоков (опыт 7).

При содержании в составе мелкодисперсного наполнителя 8 мас.%, хлористого натрия - 26 мас.%, ПАВ - 0,07 мас.% осуществлять заявляемый способ экономически нецелесообразно, т.к. раствор продолжает сохранять высокие показатели вязкости и низкую фильтратоотдачу, а еще большего улучшения показателей не наблюдается (опыт 12).

Содержание в составе 1,2 мас.% сульфацелла, 4,5 мас.% модифицированного крахмала, 26 мас. % хлористого натрия, 0,08 мас.% ПАВ и 1,3 мас.% феррохромлигносульфоната экономически нецелесообразно, т.к. поставленная задача уже достигнута и улучшения показателей не наблюдается, а получается лишь перерасход ингредиентов (опыт 10).

При использовании герметизирующего состава в заявляемом способе достигаются более высокие показатели по сравнению с прототипом по условной вязкости и фильтратоотдаче, что способствует обеспечению полной кольматации резьбовых соединений.

Так, при содержании в составе 20-25 мас.% хлористого натрия, мелкодисперсных микросфер на основе поросиликатного стекла в количестве 5-7 мас.% и модифицированного крахмала в количестве 2-4 мас.%, условная вязкость возрастает с 220 до 460 с, обеспечивая хорошую прокачиваемость раствора. Наличие в составе сульфацелла в количестве 0,5-1 мас.% обеспечивает низкие значения фильтратоотдачи до 2•10^-6 м³/30 мин.

Наличие добавки поверхностно - активного вещества МЛ-80Б в количестве 0,04-0/07 мас.% достаточно для улучшения технологических показателей. Содержание в составе феррохромлигносульфоната в количестве 1-2 мас.% обеспечивает защиту раствора от бактериологической деструкции, сохраняя его требуемые показатели, необходимые для надежной герметизации резьбовых соединений лифтовых труб.

Анализ табл. 2 показал, что в герметизирующем составе содержание компонентов при их соотношении, мас.%:
Хлористый натрий - 20,0 - 25,0
Мелкодисперсные микросферы на основе натриевого поросиликатного стекла - 5,0 - 7,0
ПАВ - 0,04 - 0,07
Феррохромлигносульфонат - 1,0-2,0
Модифицированный крахмал - 2,0 - 4,0
Водная фаза - Остальное
является наиболее оптимальным и их изменения в большую или меньшую стороны не позволяют достичь поставленной задачи изобретения.

Создание в лабораторных условиях давления на установке, равного 5 МПа, достаточно для получения полной кольматации резьбовых соединений при закачке последней порции герметизирующего состава. При создании давления 4 МПа в резьбовых соединениях наблюдаются перетоки раствора с расходом утечки 2•10^-8 см³/с. А создание давления, например, равного 8-10 МПа, нецелесообразно, т. к. при давлении в 5 МПа уже достигается полная кольматация резьбовых соединений.

Таким образом, предлагаемый способ повышает эффективность герметизации резьбовых соединений лифтовых труб, что обеспечивает надежную ликвидацию межколонных газопроявлений в скважине. Кроме того, позволяет сократить расходы материалов за счет ограничения интенсивности пропусков резьбовых соединений и удешевления надпакерного состава.

В 1999 году в Управлении продуктопроводов предприятия "Оренбурггазпром" на скважине N 243 Совхозного ПХГ были проведены опытно-промысловые испытания заявляемого способа. Экономический эффект составил 86,4 тысяч деноминированных рублей на 1 скважину.

Источники информации, принятые во внимание
1. РД 39-1-908-83 Инструкция по ремонту крепи скважины. Краснодар, ВНИИКРнефть, 1983, с. 2.

2. Патент СССР N 1771507, 5 МПК E 21 B 33/138, опубл. 23.10.92, БИ N 39 (прототип).

3. Стандарт предприятия СТП 4634909-124-95 "Методика определения плотности бурового раствора", Оренбург, ВУНИПИгаз, 1995 г.

4. Стандарт предприятия ОТП 4634909-124-12-95 "Методика определения условной вязкости бурового раствора", Оренбург, ВУНИПИгаз, 1995 г.

5. Стандарт предприятия ОТП 4634909-124-14-95 "Методика определения фильтратоотдачи раствора", Оренбург, ВУНИПИгаз, 1995 г.

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности и предназначено для ликвидации межколонных перетоков газа в эксплуатационных скважинах. Способ ликвидации межколонных газопроявлений в скважине включает закачку вязкого раствора в затрубное пространство, где в качестве вязкого раствора используют герметизирующий состав, включающий следующие компоненты при их соотношении, мас. %: хлористый натрий 20,0-25,0, мелкодисперсные микросферы на основе натриевого поросиликатного стекла 5,0-7,0, ПАВ 0,04-0,07, феррохромлигносульфонат 1,0-2,0, сульфацелл 0,5-1,0, модифицированный крахмал 2,0-4,0, водная фаза - остальное, причем закачку последней порции состава производят при давлении, превышающем давление в скважине не менее чем на 5 МПа. Технический результат - повышение эффективности герметизации резьбовых соединений лифтовых труб, обеспечение надежной ликвидации межколонных газопроявлений в скважине, сокращение расходов материалов за счет ограничения интенсивности пропусков резьбовых соединений и удешевления надпакерного состава. 2 табл.

Способ ликвидации межколонных газопроявлений в скважине, включающий закачку вязкого раствора затрубное пространство, отличающийся тем, что в качестве вязкого раствора используют герметизирующий состав, включающий следующие компоненты при их соотношении, мас.%:
Хлористый натрий - 20,0 - 25,0
Мелкодисперсные микросферы на основе натриевого поросиликатного стекла - 5,0 - 7,0
ПАВ - 0,04 - 0,07
Феррохромлигносульфонат - 1,0 - 2,0
Сульфацелл - 0,5 - 1,0
Модифицированный крахмал - 2,0 - 4,0
Водная фаза - Остальное
причем закачку последней порции состава производят при давлении, превышающем давление в скважине не менее чем на 5 МПа.