Способ ликвидации межколонных перетоков газа

 

Использование: для крепления и ремонта нефтяных и газовых скважин. Сущность: способ ликвидации межколонных перетоков газа в скважинах осуществляется следующим образом: скважину нагревают в затрубное пространство, закачивают насыщенный водный раствор минеральной соли, нагретый до температуры скважин. Перед закачиванием водного раствора скважину нагревают до температуры на 15 - 30°С выше температуры горных пород. В качестве соли используют соль с растворимостью, понижающейся с понижением температуры, например хлористый аммоний. 1 з. п. ф-лы.

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

Известен способ ликвидации негерметичности обсадных колонн и заколонного пространства тампонированием под давлением, включающий спуск насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину на 5-10 м выше верхних перфорированных отверстий или дефекта в колонне и через них под давлением нагнетают тампонажный раствор. Оставшиеся излишки тампонажного раствора вымывают из скважин. Цементный стакан, образовавшийся ниже НКТ, после отвердения разбуривают [1].

Известен также способ тампонирования под давлением, включающий прокачку тампонирующей смеси по затрубному пространству с остановками. Согласно данному способу, эксплуатационную колонну сначала опрессовывают водой на герметичность и фиксируют снижение давления в течение контрольного времени, затем при открытом выкиде затрубного пространства закачивают тампонирующий раствор в НКТ, вытесняя из них воду. В качестве тампонажного материала используют гелеобразующие полимерные материалы. Затем, закрыв задвижку на затрубном пространстве, продолжают закачку продавочной жидкости в НКТ, доводя давление в затрубном пространстве до давления опрессовки колонны. После чего останавливают закачку продавочной жидкости, выдержав давление в скважине в течение контрольного времени, фиксируют его снижение. Если результаты опрессовки не отличаются от ранее полученных данных, то уменьшая давление в затрубном пространстве до атмосферного и продолжая закачивать продавочную жидкость в НКТ, перемещают тампонажную смесь по затрубному пространству для опрессовки вышележащего интервала колонны.

Поинтервальную опрессовку колонны тампонажным составом производят до тех пор, пока резкое уменьшение перепада давления не укажет на закупорку поврежденной колонны. Затем вымывают излишки тампонажного состава из скважины и выдерживают ее под давлением до истечения срока ОЗЦ [2].

Наиболее близким к предлагаемому способу является 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 смешивании 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 [3].

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

Целью изобретения является повышение герметизации затрубного пространства за счет увеличения глубины проникновения закупоривающих составов в газопроводящие каналы.

Для этого в известном способе ликвидации межколонных перетоков газа в скважинах путем закачивания в затрубное пространство закупоривающего состава, скважину перед закачиванием закупоривающего состава прогревают на 15-30^оС выше температуры горных пород, а после закачивания закупоривающего состава скважину охлаждают до первоначальной температуры, при этом в качестве закупоривающего состава используют нагретый до температуры скважины насыщенный водный раствор соли, растворимость которой в воде снижается при уменьшении температуры, например хлористый аммоний.

П р и м е р 1. Осуществление способа в лабораторных условиях; Лабораторные установки представляют собой стеклянные цилиндры высотой 1500 мм, которые заполняют цементным раствором, а по центру цилиндра натягивают проволочную струну различного диаметра для создания канала в цементном камне. При отверждении камня струну двигают вверх-вниз, а после отверждения ее извлекают и получают цементный цилиндр с продольным каналом. После подготовки образцов их оставляют на несколько суток в лаборатории при температуре окружающей среды 20±2^оС. Затем заготавливают насыщенные растворы хлористого аммония, при температуре воды затворения 30, 45, 50, 55, 60^оС. Температура образцов цементного камня постоянная 20±2^оС. Затем в каналы нагнетают соленасыщенные растворы и следят за скоростью закупорки каналов кристаллами соли.

Результаты лабораторных исследований приведены в таблице.

Из данных таблицы следует, что при прочих равных условиях скорость закупорки зависит от диаметров каналов и разности температур цементного камня и соленасыщенного раствора, причем, чем меньше диаметр канала и большая разность температур в системе цементный камень-соленасыщенный раствор, тем быстрее происходит его закупорка. При диаметре каналов более 3 мм их закупорка сильно замедляется. Образцы с закупоренными каналами сохраняют как при комнатной, так и при повышенных температурах (до 60^оС). Проверка показала, что независимо от температуры хранения образцов герметичность закупорки каналов не изменяется. Глубина же закупорки каналов солью колеблется от 30 до 90% их длины. Помимо NH₄Cl для закупорки каналов используют соли: KNO₃, MgSO₄, NaNO₃, Na₂SO₄ и др. Все вышеупомянутые соли в лабораторных условиях дают примерно такие же результаты, как NH₄Cl.

П р и м е р 2. Осуществление способа на скважине 140 Солоховского подземного хранилища газа.

Геолого-техническая характеристика скважины.

Диаметр и глубина спуска эксплуатационной колонны 168 мм/925 м Высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной До устья Интервал перфорации эксплуатационной колонны 868-873 м Диаметр и глубина спуска НКТ 89 мм/862 м Оборудование лифтовой колонны: 906-873 м Отстойник 873-867 м Фильтр 867-862 м Пакер с перфорированной подпакерной трубкой, выше трубы диаметром 89 мм; величина межколонного давления 0,9 МПа;
Динамическая устьевая температура 25^оС
Забойная температура 28^оС
Давление в трубах 7,5 МПа
Давление в затрубном пространстве 9,1 МПа
Работы по ликвидации межколонных давлений проводят в следующей последовательности. Стравливают межколонное давление до нуля и определяют скорость восстановления межколонного давления. После чего открывают кран на заколонном пространстве и в кольцевой зазор между НКТ и в эксплуатационную колонну закачивают 1,0 м³ воды, подогретой до 60^оС, а затем 1,0 м³ насыщенного раствора хлористого аммония при той же температуре. Прокачку раствора хлористого аммония по кольцевому пространству проводят при закрытом трубном пространстве с 15-минутными остановками. По окончании этой операции остаточную воду и раствор хлористого аммония выбрасывают на амбар и закрывают кран на заколонном пространстве для замера межколонного давления. Проведенными исследованиями доказано, что каналы в заколонном пространстве были закупорены, так как давление в заколонном пространстве снизилась до нуля и в течение 8 мес, после проведения операции не повышалось.

Формула изобретения

1. СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ МЕЖКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ ГАЗА в скважинах путем закачивания в затрубное пространство закупоривающего состава, отличающийся тем, что, с целью повышения герметизации затрубного пространства за счет увеличения глубины проникновения закупоривающих составов в газопроводящие каналы, скважину перед закачиванием закупоривающего состава прогревают 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 нагретый до температуры подогретой скважины насышенный водный раствор соли, растворимость которой в воде снижается при уменьшении температуры.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве соли используют хлористый аммоний.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2