СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ ПЕРЕТОКОВ ГАЗА (ВАРИАНТЫ) Российский патент 2003 года по МПК E21B33/13 

Изобретение относится к газовой промышленности, преимущественно для ликвидации межколонных перетоков газа в скважинах на газовых месторождениях и подземных хранилищах газа.

Известен способ селективной закупорки пор пласта растворами антрацена, нафталина и парафина. Перед закачкой этих растворов в пласт его предварительно нагревают горячей нефтью или растворителем, а затем нагнетают указанные растворы в пласт и при перемешивании их с минерализованной водой в порах пласта образуются нерастворимые осадки, которыми они закупориваются, частичная же закупорка пор происходит и за счет снижения температуры раствора до пластовой. Температура горных пород на глубине разработки газовых месторождений 2200-2500 м достигает 60^oC (Методы изоляции пластов при бурении и эксплуатации скважин. - М.: ВНИИОЭНГ. Обзорная информация. 1972, с.6 и 7).

Недостатком аналога является незначительная глубина проникновения закупоривающих составов в поровое пространство пластов, заполненных минерализованной водой, что снижает эффективность способа.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ закачивания в газопроводящие каналы закупоривающих составов. Перед закачиванием закупоривающего состава скважину нагревают до температуры на 15-30^oС выше температуры горных пород, а после закачивания закупоривающего состава скважину охлаждают до первоначальной температуры, при этом в качестве закупоривающего состава используют разогретый до температуры подогретой скважины насыщенный водный раствор хлорида аммония, растворимость которого снижается при уменьшении температуры (Патент Российской Федерации 2017935, 5 Е 21 В 33/138, 15.08.94, БИ 15).

Недостатком прототипа является недостаточная прочность выпадаемого осадка, что снижает эффективность применения предложенных составов в скважинах с повышенными пластовыми давлениями.

Поставленная задача достигается тем, что в способе ликвидации перетоков газа в скважинах закачивается закупоривающий состав в затрубное пространство скважин, прогретых на 15-30^oС выше температуры горных пород, после чего скважины охлаждают до первоначальной температуры, при этом в качестве закупоривающего состава используют нагретый до температуры подогретых скважин насыщенный водный раствор хлорида аммония, в который дополнительно вводят хлорид натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Хлорид натрия - 26,0-26,2
Хлорид аммония - 15,7-16,0
Вода - остальное
Поставленная задача достигается тем, что в способе ликвидации перетоков газа в скважинах закачивается закупоривающий состав в затрубное пространство скважин, прогретых на 15-30^oC выше температуры горных пород, после чего скважины охлаждают до первоначальной температуры, при этом в качестве закупоривающего состава используют нагретый до температуры подогретых скважин насыщенный раствор хлорида аммония, в который дополнительно вводят хлорид калия при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Хлорид калия - 11,7-12,0
Хлорид аммония - 28,5-29,2
Вода - остальное
Таким образом, совокупность признаков, указанных в формуле изобретения, позволяет достичь желаемый технический результат, а именно повысить герметичность затрубного пространства. Добавление в насыщенный водный раствор хлорида аммония хлорида натрия или хлорида калия повышает растворимость совместной системы при температуре затворения. Количество высаждаемого осадка при температуре затворения в исследуемых системах выше, чем в составе-прототипе. В составе водных растворов при температуре затворения 60^oС (температура горных пород) снижение проницаемости в сравнении с прототипом наблюдается:
раствор хлорида аммония и хлорида калия на 29%;
раствор хлорида аммония и хлорида натрия на 26%.

Пример 1. Осуществление способа ликвидации перетоков газа лабораторных условиях.

Исследования проводят на стандартной установке для определения газопроницаемости образцов под давлением. В состав установки входит аппарат для определения газопроницаемости кернов под давлением в единицах проницаемости - дарси (1Д≈1 мкм²), винтовой зажим с кернодержателем и реометр для измерения расхода газа через образец, ртутный манометр для измерения давления на входе газа в образец, хлоркальциевая трубка, служащая для просушки газа, протекающего через образец, редукционные регуляторы давления, регулирующие расход газа, источник газа - баллон со сжатым азотом или воздухом. Перед проведением экспериментов из экстрагированного керна на сверлильном станке с помощью колонкового бура или вручную изготовляют образцы цилиндрической формы (длина 4 см, диаметр 2 см). После подготовки образцов их оставляют на несколько суток в лаборатории при температуре окружающей среды 20±2^oС. Подготовленный образец породы вставляют в коническую резиновую пробку и вместе с ней помещают в стакан кернодержателя, который зажимают винтовым зажимом между нижней и верхней крышками кернодержателя. Через штуцер в верхней крышке кернодержателя к образцу подают осушенный в хлоркальциевой трубке газ. Для этого открывают вентиль на баллоне и при помощи редуктора регулируют плавную подачу газа к образцу. Расход газа, проходящего через образец, измеряют при помощи реометра, присоединенного к штуцеру нижней крышки кернодержателя. Продолжительность испытания составляет 2-5 мин после установления режима течения газа. В процессе испытания породы на проницаемость измеряют давление p₁-р₂ (мм рт.ст.) по разности уровня жидкости в ртутном манометре; расход газа Q (см³) через образец - по величине разностей уровней воды в реометре Δh_p и по специальной градуированной кривой Q = f(Δh_p) за время t, с, через площадь сечения образца F (см²); температуру газа и по ней в соответствующих таблицах справочников находят его вязкость η (сантипуазы) для данной температуры; атмосферное давление р_б по барометру (мм рт.ст.), которое пересчитывают в физические атмосферы. Произведя все перечисленные измерения при трех различных перепадах давления 100, 150, 200 (мм рт. ст.), вычисляют значения коэффициента проницаемости К_п мД (10^-3 мкм²) по формуле
K_n = Qηl•1000[Ft(p₁-p₂)].
Затем в мерной емкости заготовливают насыщенные растворы хлористого аммония и калия при температуре воды затворения 60^oС при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Хлорид калия - 11,9
Хлорид аммония - 28,9
Вода - остальное
Далее для определения газоизолирующих свойств насыщенный изолирующий состав прокачивают через предварительно прогретый до температуры затворения на 15-30^oC выше температуры горных пород, т.е. до 75-90^oC, экстрагированный модельный керн и выдерживают в кернодержателе до установления первоначальной температуры (60^oC). После чего повторно определяют газопроницаемость керна. О газоизолирующих свойствах состава судят по изменению газопроницаемости керна до и после обработки составом. Дополнительно были проведены лабораторные исследования для состава насыщенного водного раствора хлорида аммония и хлорида калия по нижнему и верхнему пределам растворимости, а так же при значениях, равных ниже нижнего и выше верхнего предела растворимости в рабочих интервалах температур аналогично описываемых методов. Данные по исследуемой системе сведены в таблицу 1.

Аналогичные исследования были проведены для водных растворов хлорида аммония и хлорида калия. Результаты исследований представлены в таблице 2.

Из представленных таблиц 1 и 2 видно, что составы превосходят состав-прототип по закупорке газопроводящих каналов. Раствор хлорида аммония и хлорида калия превосходит по снижению проницаемости состав-прототип на 29%, а раствор хлорида аммония и хлорида натрия - на 26%. Увеличение количества осадка наблюдается в результате комплексного взаимодействия солей в системе, совместная растворимость которых выше в сравнении с прототипом.

Изобретение относится к газовой промышленности, преимущественно к ликвидации межколонных перетоков газа в скважинах на газовых месторождениях и подземных хранилищах газа. В способе ликвидации перетоков газа в скважинах путем закачивания закупоривающего состава в затрубное пространство скважин, прогретых на 15-30^oС выше температуры горных пород, после чего скважины охлаждают до первоначальной температуры, в качестве закупоривающего состава используют нагретый до температуры подогретых скважин насыщенный водный раствор хлорида аммония, в указанный раствор хлорида аммония дополнительно вводят хлорид натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: хлорид натрия 26,0-26,2, хлорид аммония 15,7-15,9, вода - остальное. В другом варианте способа ликвидации перетоков газа в скважинах в указанный раствор хлорида аммония дополнительно вводят хлорид калия при следующем соотношении компонентов, мас.%: хлорид калия 11,7-12,0, хлорид аммония 28,5-29,2, вода - остальное. Технический результат - повышение герметичности затрубного пространства. 2 с.п. ф-лы, 2 табл.

1. Способ ликвидации перетоков газа в скважинах путем закачивания закупоривающего состава в затрубное пространство скважин, прогретых на 15-30^oС выше температуры горных пород, после чего скважины охлаждают до первоначальной температуры, при этом в качестве закупоривающего состава используют нагретый до температуры подогретых скважин насыщенный водный раствор хлорида аммония, отличающийся тем, что в указанный раствор хлорида аммония дополнительно вводят хлорид натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Хлорид натрия - 26,0-26,2
Хлорид аммония - 15,7-15,9
Вода - Остальное
2. Способ ликвидации перетоков газа в скважинах путем закачивания закупоривающего состава в затрубное пространство скважин, прогретых на 15-30^oС выше температуры горных пород, после чего скважины охлаждают до первоначальной температуры, при этом в качестве закупоривающего состава используют нагретый до температуры подогретых скважин насыщенный водный раствор хлорида аммония, отличающийся тем, что в указанный раствор хлорида аммония дополнительно вводят хлорид калия при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Хлорид калия - 11,7-12,0
Хлорид аммония - 28,5-29,2
Вода - Остальноей