СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ МЕЖКОЛОННЫХ И ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ ГАЗА В СКВАЖИНАХ (ВАРИАНТЫ) Российский патент 2003 года по МПК E21B33/138 

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 скважинах, включающий закачку к месту дефекта (пропуска газа) солярно-бентонитовой смеси (СБС) или конденсатно-бентонитовой смеси (КБС) и выдержку во времени для контакта бентонитовой глины с водой и набухания глины с целью кольматации каналов (трещин) в межколонных и заколонных пространствах (Ю.М. Басарыгин и др. Ремонт газовых скважин. М.: Недра, 1998, с.121-131).

Недостатком такого способа является то, что СБС и КБС не однородны, не стабильны, 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 дефект. Отсутствует гарантия полного замещения в растворе солярки (конденсата) на воду, а следовательно, и качественной кольматации каналов перетока 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 дефекта. В качестве основного сырья применяют омыленный таловый пек (ОТП) в виде раствора концентрацией от 18 до 25 мас.% с последующей продувкой в затрубье и закачкой в него водного раствора хлористого кальция или магния (Ю. М. Басарыгин и др. Ремонт газовых скважин. М.: Недра, 1998, с.121-131).

Однако известный способ малоэффективен из-за недостаточной продолжительности его действия и адгезии состава с поверхностями пор, трещин и колонной труб в процессе эксплуатации скважин ПХГ.

Целью настоящего изобретения является увеличение срока стабильности, повышение стойкости и адгезии герметизирующего состава с пoвepxнocтями пор, трещин породы, цементного камня и колонной технических и эксплуатационных труб и, как следствие, увеличение межремонтного периода по ликвидации заколонных и межколонных перетоков газа на скважинах ПХГ.

Поставленная цель достигается тем, что в способе ликвидации межколонных и заколонных перетоков газа в скважинах, включающем геофизические исследования, перфорацию колонны и закачку под давлением в зону дефекта герметизирующего состава, содержащего бентонитовую глину, герметизирующий состав содержит бентонитовую глину порошкообразную и дополнительно неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ - фосфолипидный концентрат ФЛК и структуризатор реологии - уголь активированный при следующем соотношении компонентов, мас. % : указанная бентонитовая глина 50; фосфолипидный концентрат ФЛК 47; уголь активированный 3, причем в зону дефекта герметизирующий состав закачивают в жидком и горячем - в пределах 85^oC состоянии. В способе ликвидации межколонных и заколонных перетоков газа в скважинах, включающем геофизические исследования, перфорацию колонны и закачку под давлением в зону дефекта герметизирующего состава, содержащего бентонитовую глину, герметизирующий состав содержит бентонитовую глину порошкообразную и дополнительно неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ - фосфолипидный концентрат, структуризатор реологии - уголь активированный и регулятор термостойкости - диолеостеарат меди при следующем соотношении компонентов, мас.%: бентонитовая глина 40; фосфолипидный концентрат (ФЛК) 55; уголь активированный 2; диолеостеарат меди 3, причем в зону дефекта герметизирующий состав закачивают в жидком и горячем - в пределах 85^oC состоянии. Горячий (в пределах 85^oC) жидкий раствор первой и второй рецептур обладает хоpoшeй проходимостью в трещиноватую пористую породу (цементный камень), прочной адгезией с металлом и породой (цементным камнем), а после кристаллизации при температуре 65^oC и ниже пластичная туго тягучая масса обеспечивает надежную герметизацию с учетом колебаний температурного режима, создающего осевое перемещение эксплуатационной колонны при закачке и отборе газа в разные времена года.

Герметизирующий состав с дополнительным вводом в состав второй рецептуры диолеостеарата меди обеспечивает повышение термостойкости и увеличивает водоизоляционные свойства герметизирующего состава.

Способ осуществляют следующим образом.

После выполнения геофизических исследований скважины, определения места нахождения дефекта (начала утечки газа), перфорационных и других технологических операций непосредственно на устье перед закачкой готовят герметизирующий состав указанных выше рецептур с подогревом до 85^oC, который закачивают под давлением в межколонное (затрубное) пространство.

При этом перед закачкой герметизирующего состава и после закачки в скважину закачивают буферную жидкость, подогретую до 90^oC.

Затем скважину промывают от остатков в колонне состава (буферной жидкостью) и отводят заданное время на кристаллизацию герметизирующего состава в месте дефекта.

Использование предлагаемого изобретения позволяет многократно увеличить межремонтный период по ликвидации заколонных и межколонных перетоков газа в скважинах подземного хранения газа (ПХГ).

Экономический эффект от применения данного изобретения может быть в три и более раз больше по сравнению с существующими способами эксплуатации скважин подземного хранения газа - ПХГ.

Изобретение относится к технологии и материалам при ликвидации межколонных и заколонных перетоков газа на скважинах подземного его хранения (ПХГ) газодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение срока стабильности, повышение стойкости и адгезии герметизирующего состава, как следствие увеличение межремонтного периода. В способе ликвидации межколонных и заколонных перетоков газа в скважинах, включающем геофизические исследования, перфорацию колонны и закачку под давлением в зону дефекта герметизирующего состава, содержащего бентонитовую глину, герметизирующий состав содержит бентонитовую глину порошкообразную и дополнительно неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ - фосфолипидный концентрат ФЛК и структуризатор реологии - уголь активированный при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанная бентонитовая глина 50, фосфолипидный концентрат ФЛК 47, уголь активированный 3, причем в зону дефекта герметизирующий состав закачивают в жидком и горячем - в пределах 85^oС состоянии. В способе ликвидации межколонных и заколонных перетоков газа в скважинах, включающем геофизические исследования, перфорацию колонны и закачку под давлением в зону дефекта герметизирующего состава, содержащего бентонитовую глину, герметизирующий состав дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ - фосфолипидный концентрат, структуризатор реологии - уголь активированный и регулятор термостойкости - диолеостеарат меди при следующем соотношении компонентов, мас.%: бентонитовая глина 40, фосфолипидный концентрат (ФЛК) 55, уголь активированный 2, диолеостеарат меди 3, причем в зону дефекта герметизирующий состав закачивают в жидком и горячем - в пределах 85^oС состоянии. 2 с. п.ф-лы.

1. Способ ликвидации межколонных и заколонных перетоков газа в скважинах, включающий геофизические исследования, перфорацию колонны и закачку под давлением в зону дефекта герметизирующего состава, содержащего бентонитовую глину, отличающийся тем, что герметизирующий состав содержит бентонитовую глину порошкообразную и дополнительно неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ-фосфолипидный концентрат ФЛК и структуризатор реологии - уголь активированный при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Указанная бентонитовая глина - 50,0
Фосфолипидный концентрат ФЛК - 47,0
Уголь активированный - 3,0
причем в зону дефекта герметизирующий состав закачивают в жидком и горячем - в пределах 85^oС состоянии. 2. Способ ликвидации межколонных и заколонных перетоков газа в скважинах, включающий геофизические исследования, перфорацию колонны и закачку под давлением в зону дефекта герметизирующего состава, содержащего бентонитовую глину, отличающийся тем, что герметизирующий состав содержит бентонитовую глину порошкообразную и дополнительно неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ-фосфолипидный концентрат ФЛК, структуризатор реологии - уголь активированный и регулятор термостойкости - диолеостеарат меди при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Указанная бентонитовая глина - 40,0
Фосфолипидный концентрат ФЛК - 55,0
Уголь активированный - 2,0
Диолеостеарат меди - 3,0
причем в зону дефекта герметизирующий состав закачивают в жидком и горячем в пределах 85^oС состоянии.