Состав для ликвидации межколонных газопроявлений в газовой скважине, расположенной в высокольдистых многолетнемерзлых породах

Состав для ликвидации межколонных газопроявлений в газовой скважине, расположенной в высокольдистых многолетнемерзлых породах

Реферат

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации межколонных газопроявлений в нефтегазовых скважинах, в частности к ликвидации межколонных газопроявлений в газовых скважинах, расположенных в высокольдистых многолетнемерзлых породах (ММП).

В практике для предупреждения и ликвидации межколонных газопроявлений используют различные герметизирующие составы: буровые растворы, солевые растворы, специальные дисперсии на водной и углеводородной основе. Однако данные составы имеют невысокую эффективность герметизации и непродолжительный период действия в связи с низкой вязкостью, высокой фильтрацией и недостаточной устойчивостью.

Известен состав, включающий, мас.%: хлористый кальций - 4,5-10,0; бентонитовая глина - 24,8-26,2; газовый конденсат - 31,4-35,2; сульфанол 0,2-0,8; вода - остальное [А.С. №1130587 СССР, МПК С09К 7/02].

Недостатком состава является невысокая эффективность ликвидации межколонных газопроявлений из-за низкой вязкости, высокой фильтрации и недостаточной устойчивости применяемой НЗПЖ. Кроме того, он может быть применим только при ликвидации межколонных газопроявлений, обусловленных негерметичностью резьбовых соединений эксплуатационной колонны. При негерметичности цементного кольца он не применим.

Известен состав, включающий, мас.%: шлам от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам или присадка на его основе 7,5-40,0; газовый конденсат - 1,7-15,0; эмультал 0,6-2,0; карбонат кальция - 2,0-20,0; вода - остальное [Патент №1771507 РФ, МПК Е21В 33/138].

Недостатком состава является невысокая эффективность герметизации межколонных газопроявлений из-за низкой вязкости, высокой фильтрации и недостаточной устойчивости. Помимо этого к недостаткам способа следует отнести неспособность дисперсии повышать свои свойства со временем, а именно в процессе ее закачивания в затрубное пространство скважины дисперсия не загустевает и попадает в интервал перфорации, что приводит к кольматации призабойной зоны пласта (ПЗП) или к полному его блокированию. Кроме того, указанный состав может быть применим только при ликвидации межколонных газопроявлений, обусловленных негерметичностью резьбовых соединений эксплуатационной колонны. При негерметичности цементного кольца он не применим.

Известен состав, включающий, мас.%: шлам от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам 47,0-52,5; синтетические жирные кислоты - 1,0-1,5; отработанные нефтепродукты - 1,0-2,0; водный раствор хлористого кальция (перенасыщенный, плотностью 1400-1450 кг/м³) - 45,0-50,0 [Патент №2144130 РФ, МПК Е21В 33/138].

Известен состав, включающий, мас.%: сульфат натрия - 10,0-18,0; карбонат натрия - 14,0-18,0; бентонитовая глина 10,0-14,0; вода - остальное [Патент №2144130 РФ, МПК Е21В 33/138].

Недостатки этих составов заключаются в недостаточной эффективности герметизации межколонного пространства из-за высокой вязкости и низкой фильтрации, в результате чего, эти составы не всегда достигают интервала межколонных газопроявлений. Кроме того, указанные составы могут быть применимы только при ликвидации межколонных газопроявлений, обусловленных негерметичностью резьбовых соединений эксплуатационной колонны. При ликвидации газопроявлений по цементному кольцу ими пользоваться нельзя.

Задача предлагаемого изобретения заключается в разработке состава для ликвидации межколонных газопроявлений в газовых скважинах, расположенных в высокольдистых многолетнемерзлых породах (ММП), имеющих оптимальную вязкость для загустевания в порах цементного камня, оптимальный показатель фильтрации для прокачивания через трубы небольшого диаметра и трещины цементного камня.

Техническим результатом заявляемого технического решения является повышение эффективности ликвидации межколонных газопроявлений, обусловленных негерметичностью резьбовых соединений эксплуатационной колонны и цементного камня за эксплуатационной колонной.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что состав для ликвидации межколонных газопроявлений в газовой скважине, расположенной в высокольдистых ММП, включает высоковязкую карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), бентонитовую глину, асбестовую крошку, водометанольный раствор, взятый при соотношении 70:30, при следующем соотношении компонентов, мас.%: КМЦ - 12,0-17,0, бентонитовая глина - 8,0-15,0; - асбестовая крошка - 13,0-20,0, водометанольный раствор - остальное.

Сравнительный анализ с аналогами и прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый состав для ликвидации межколонных газопроявлений в газовой скважине, расположенной в высокольдистых ММП отличается от известных тем, что в качестве реагентов, образующих конденсированную твердую фазу, содержит бентонитовую глину, для обеспечения вязкости, капсулирования для увеличения прочности глины - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), в качестве кольматанта - асбестовую крошку, а в качестве жидкости затворения - водометанольный раствор, взятый при соотношении 70:30. Соотношение в водометанольном растворе (незамерзающей жидкости), используемой в качестве жидкости затворения, а именно вода:метанол 70:30, определено с учетом требований к безопасности состава, в том числе экологической, а также для предотвращения растепления пород в многолетнемерзлой зоне, так как состав применяется именно для высокольдистых ММП. В результате применения заявляемого состава межколонное пространство газовой скважины, содержащее цементный камень не очень хорошего качества, слабо сцементированного, хорошо кольматируется и не пропускает через образовавшуюся глинистую корку газ (в виде газопроявлений).

Технология приготовления состава для ликвидации межколонных газопроявлений в газовой скважине, расположенной в высокольдистых ММП, заключается в следующем.

КМЦ смешивают с бентонитовой глиной (для обволакивания, капсулирования, увеличения прочности глины), затворяют на водометанольном растворе, взятом при соотношении 70:30, подогретом с помощью передвижной паронагревательной установки - ППУ (в зимних условиях до температуры 30-40°C), далее добавляют асбестовую крошку (для закупоривания пор в цементном камне). Целесообразно использовать высоковязкий (ВВ) КМЦ, например, марок КМЦ 800-1000.

Готовый состав закачивают в межколонное пространство скважины, создают избыточное давление, не превышающее давление опрессовки башмака колонны (кондуктора), оставляют на технологическую выстойку (не менее 3 суток). После этого снижают давление сбросом (выпуском) газа через факельный отвод.

Для экспериментальной проверки были приготовлены составы с разным количеством компонентов (Таблица 1). Для измерения реологических характеристик использовали ротационный вискозиметр «OFITE-800».

Уменьшение и увеличение концентрации компонентов в составе нецелесообразно, так как при этом он становится не текучим, фильтрационная способность снижается.

Наилучшими параметрами обладают составы 2, 3, 4, показанные в таблице 1. Данные составы обладают оптимальной плотностью, текучестью и фильтрацией, достаточными для эффективности герметизации межколонных газопроявлений. Возможно закачивание заявляемого состава в межколонное пространство проводить по устройству [2012113781].

Состав для ликвидации межколонных газопроявлений в газовой скважине, расположенной в высокольдистых многолетнемерзлых горных породах, характеризующийся тем, что включает высоковязкую КМЦ, бентонитовую глину, асбестовую крошку, водометанольный раствор - BMP, взятый при соотношении вода:метанол 70:30, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

КМЦ	12-17
бентонитовая глина	8-15
асбестовая крошка	13-20
BMP	остальное