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 (КСБ) и выдержку во времени для контакта для контакта бентонитовой глины с водой и набухания глины с целью кальматации каналов (трещин) в межколонных и заколонных пространствах /I/.

Недостатком такого способа является то, что СБС и КСБ 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 кальматации каналов перетока газа. Все эти недостатки не позволяют обеспечить ликвидацию перетока 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 /2/.

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

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

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе ликвидации межколонных и заколонных перетоков газа в скважинах, включающем геофизические исследования, перфорацию колонны и закачку герметизирующего состава под давлением в зону дефекта, согласно изобретению в качестве герметизирующего состава закачивают гидрофобную обратную эмульсию, содержащую пластичный структуризатор - углеводородный конденсат, эмульгатор - дифильное поверхностно-активное вещество, техническую воду и бентонитовую глину при следующем соотношении компонентов, мас.%:

- углеводородный конденсат - 65,0

- дифильное поверхностно-активное вещество - 5,0

- техническая вода — 30,0

и бентонитовая глина - 10,0-20,0 сверх 100%

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе ликвидации межколонных и заколонных перетоков газа в скважинах, включающем геофизические исследования, перфорацию колонны и закачку герметизирующего состава под давлением в зону дефекта, согласно изобретению в качестве герметизирующего состава закачивают гидрофобную обратную эмульсию, содержащую пластичный термостойкий структуризатор - отработанные нефтепродукты, эмульгатор - дифильное поверхностно-активное вещество и техническую воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

- отработанные нефтепродукты - 65,0

- дифильное поверхностно-активное вещество - 5,0

- техническая вода - 30,0

Количественный состав компонентов по качеству взят в оптимальных количествах. Если количественный состав взять меньше оптимального состава, то герметизирующие свойства предлагаемого состава ухудшаются, а если количественный состав взять больше оптимального состава, то герметизирующие свойства предлагаемого состава не улучшаются, поэтому увеличение количественного состава нецелесообразно.

Гидрофобные обратные эмульсии первой и второй рецептур обладают хорошей проходимостью в трещиноватую пористую породу (цементный камень), а после вытеснения водой углеводородов - прочной адгезией с породой (цементным камнем) за счет набухания глины, что обеспечивает прочную кальматацию трещиновато-пористой части породы в зоне дефекта, повышение стойкости и адгезии, увеличение срока стабильности и, как результат, надежную герметизацию и увеличение межремонтного периода.

Замена углеводородного конденсата на отработанные нефтепродукты, а именно на отработанные моторные масла, обеспечивает повышение термостойкости герметизирующего состава для применения в термальных скважинах с температурой выше 80°С до 150°С, а также удешевляет стоимость приготовления эмульсии.

К отработанным нефтепродуктам относятся отработанные минеральные масла, сырая нефть, углеводородный конденсат.

Такие эмульсии стойки во времени в приготовленном виде, что позволяет готовить их в стационарных условиях, хранение не менее 30-45 суток, и централизованную доставку к месту применения в готовом виде.

Способ осуществляют следующим образом.

В эмульсию из углеводородного конденсата или отработанных нефтепродуктов, дифильного поверхностно-активного вещества и технической воды вводят при перемешивании бентонитовую глину.

После проведения геофизических исследований скважины, определения места нахождения дефекта (начала утечки газа), перфорационных и других технологических операций, приготовления и доставки гидрофобной и обратной эмульсии в заданном объеме принятой рецептуры производят закачку эмульсии под давлением в межколонное (затрубное) пространство по известной (традиционной) технологии.

Использование предлагаемого изобретения позволяет увеличить межремонтный период, повысить качество, надежность и успех ремонта.

Экономический эффект от применения данного изобретения может быть в три раза и более больше по сравнению с существующими способами эксплуатации скважин ПХГ.

Источники информации

1. Ю.М.Басарыгин и др. Ремонт газовых скважин. М.: Недра, 1998, с.121-131.

2. Ю.М.Басарыгин и др. Ремонт газовых скважин. М: Недра, 1998, с.121-131.

Изобретение относится к технологии и материалам при ликвидации межколонных и заколонных перетоков газа на скважинах подземного его хранения газодобывающей промышленности. Технический результат – увеличение срока стабильности, повышение стойкости 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 под давлением в зону дефекта, в качестве герметизирующего состава закачивают гидрофобную обратную эмульсию, содержащую пластичный структуризатор – углеводородный конденсат, эмульгатор - дифильное поверхностно-активное вещество, техническую воду и бентонитовую глину при следующем соотношении компонентов, мас.%: углеводородный конденсат – 65,0, дифильное поверхностно-активное вещество – 5,0, техническая вода – 30,0, бентонитовая глина – 10,0-20,0 сверх 100%. В варианте способа ликвидации межколонных и заколонных перетоков газа в скважинах, включающем геофизические исследования, перфорацию колонны и закачку герметизирующего состава под давлением в зону дефекта, в качестве герметизирующего состава закачивают гидрофобную обратную эмульсию, содержащую пластичный термостойкий структуризатор – отработанные нефтепродукты, эмульгатор - дифильное поверхностно-активное вещество и техническую воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: отработанные нефтепродукты – 65,0, дифильное поверхностно-активное вещество – 5,0, техническая вода – 30,0. 2 с.п. ф-лы.

1. Способ ликвидации межколонных и заколонных перетоков газа в скважинах, включающий геофизические исследования, перфорацию колонны и закачку герметизирующего состава под давлением в зону дефекта, отличающийся тем, что в качестве герметизирующего состава закачивают гидрофобную обратную эмульсию, содержащую пластичный структуризатор – углеводородный конденсат, эмульгатор - дифильное поверхностно-активное вещество, техническую воду и бентонитовую глину при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Углеводородный конденсат 65,0

Дифильное поверхностно активное вещество 5,0

Техническая вода 30,0

Бентонитовая глина 10,0-20,0 сверх 100%

Отработанные нефтепродукты 65,0

Дифильное поверхностно-активное вещество 5,0

Техническая вода 30,0