Изолирующий состав для герметизации межколонного и заколонного пространств скважин
Владельцы патента RU 2351629:
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (RU)
Изобретение относится к строительству нефтяных, газовых и разведочных скважин, в частности к технологическим жидкостям для их крепления. Технический результат изобретения состоит в повышении качества крепления нефтяных и газовых скважин, повышении надежности разобщения нефтегазоводоносных пластов и изоляции проявляющих пластов, обеспечении контроля надежности разобщения пластов через затрубное пространство, увеличении межремонтного периода крепи скважин и срока службы скважин в целом. Изолирующий состав содержит, мас.%: ацетат калия 5-30; мраморная крошка фракции 0,1-0,2 мм 5-45; Poly Kem D 0,3-0,5; феррохромлигносульфонат 0,2-0,5; вода - остальное. 3 табл.
Изобретение относится к строительству нефтяных, газовых и разведочных скважин, в частности к технологическим жидкостям для их крепления.
В результате исследований, выполненных различными специалистами [1-3] с помощью датчиков давления, помещенных в среду тампонажного раствора в цементируемой полости скважины, было установлено, что по мере загустевания и схватывания раствора гидростатическое давление, создаваемое им, уменьшается до пластового и ниже. Это происходит за счет «зависания» столба тампонажного раствора на стенках скважины из-за появления в нем структурного каркаса. Явления контракции и седиментационной неустойчивости накладываются на этот процесс, интенсифицируя разгерметизацию цементного кольца и образование различного рода каналов, по которым в дальнейшем пластовый флюид движется по межколонному пространству. По данным [4] давление в заколонном пространстве связано с кинетикой структурообразования в тапонажных растворах.
Таким образом, «зависание» цементного раствора на стенких скважин будет являтся одной из главных причин возникновения заколонных перетоков при заканчивании и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.
При рассмотрении задач, для реализации которых предназначен данный изолирующий состав, технических аналогов обнаружено не было.
Разработка изолирующего состава преследует следующие задачи:
- повышение качества крепления нефтяных и газовых скважин;
- повышение надежности разобщения нефтегазоводоносных пластов и изоляции проявляющих пластов;
- обеспечение контроля надежности разобщения пластов через затрубное пространство;
- увеличение межремонтного периода крепи скважин и срока службы скважин в целом.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является разработка изолирующего состава для перекрытия верхних водоносных горизонтов и сохранения герметичности крепи скважин в различных горно-геологических условиях.
Данная задача может быть решена при соблюдении следующих требований, предъявляемых к изолирующему составу:
- должен иметь соответствующую плотность для создания необходимого давления на водоносные пласты и систему тампонажный раствор-пласт;
- иметь стабильные в течение длительного промежутка времени реологические параметры, седиментационную устойчивость и хорошую прокачиваемость;
- должен быть устойчив к воздействию отрицательных температур (не замерзать в условиях вечной мерзлоты);
- не образовывать прочной структуры, способной «зависать» на стенках скважины подобно тампонажному раствору;
- должен обладать ингибирующими свойствами по отношению к устойчивости стенок скважины и коррозии металла труб и цементного камня;
- в состав должны входить химические реагенты и компоненты, способные эффективно кольматировать каналы, по которым происходит переток пластовых флюидов;
- обладать низкой фильтратоотдачей.
Технический результат - повышение качества крепления нефтяных и газовых скважин, повышение надежности разобщения нефтегазоводоносных пластов и изоляции проявляющих пластов, обеспечение контроля надежности разобщения пластов через затрубное пространство, увеличение межремонтного периода крепи скважин и срока службы скважин в целом.
Данным требованиям отвечает изолирующий состав, содержащий ацетат калия, мраморную крошку фракции 0,1-0,2 мм, частично гидролизованный полиакриламид (Poly Kem D), феррохромлигносульфонат (ФХЛС) при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Ацетат калия | 5-30 |
| Мраморная крошка фракции 0,1-0,2 мм | 5-45 |
| Poly Kem D | 0,3-0,5 |
| Феррохромлигносульфонат | 0,2-0,5 |
| Вода | Остальное |
В таблице 1 приведены основные компоненты изолирующего состава.
Наиболее эффективно приготовление рекомендуемого изолирующего состава по следующей технологической схеме: растворение феррохромлигносульфоната заданной концентрации, ввод расчетного количества мраморной крошки, обработка раствора Poly Kem D и затем добавление ацетата калия.
Для приготовления изолирующего состава в промысловых условиях заранее заложены требования по использованию стандартного оборудования.
Изолирующий состав рекомендуется готовить по следующей технологии. В перемешивающее устройство заливается 1/3 необходимого объема воды. Растворяется расчетное количество феррохромлигносульфоната и засыпается мраморная крошка. Для завершения адсорбции ФХЛС на поверхности утяжелителя необходимо постоянное перемешивание в течение получаса. В качестве перемешивающего устройства желательно использовать глиномешалку или другое устройство с невысоким энергетическим воздействием.
В остальную часть воды с помощью гидроэжекторного смесителя вводятся Poly Kem D, смесь перемешивается в течение 1-2 часов до постоянных реологических параметров. После окончания растворения Poly Kem D полученный раствор смешивается с первой частью для получения изолирующего состава. Перемешивание производиться до равномерного распределения частиц мраморной крошки по всему объему изолирующего состава. На последнем этапе вводится ацетат калия.
Необходимая плотность изолирующего состава достигается за счет введения ацетата калия и мраморной крошки, совместное действие реагентов Poly Kem D и ФХЛС позволяет добиться стабильных реологических параметров и седиментационой устойчивости состава. Кроме того, реагенты Poly Kem D и ацетат калия сохраняют устойчивость изолирующего состава к воздействию отрицательных температур. Ингибирование процессов набухания стенок скважины и коррозии цементного камня осуществляется за счет введения мраморной крошки и повышения, тем самым, содержания ионов кальция, реагент Poly Kem D создает в пористой структуре прочный кольматационный экран, препятствуя фильтрации жидкости в пласт и интенсивному контакту глинистых минералов с водой. Кольматация каналов перетока осуществляется совместным действием мраморной крошки и реагента Poly Kem D.
Разработанная рецептура изолирующего состава более эффективна поскольку не является твердеющей и, следовательно, исключает «зависание» на стенках скважины и обсадной колонны. Стабильные в течение длительного промежутка времени свойства изолирующего состава позволяют использовать его в качестве инструмента изоляции заколонного и межколонного пространства, кроме того, уровень размещения изолирующей жидкости можно постоянно фиксировать с помощью технических средств, например эхолота, и при необходимости пополнять объем изолирующей жидкости. Таким образом имеется возможность контроля надежности разобщения пластов через затрубное пространство и, как следствие, возможность увеличения межремонтного периода скважин, связанного с исправлением технического состояния крепи скважины путем мониторинга надежности разобщения пластов изолирующей жидкостью.
В результате выполненных лабораторных исследований зависимости свойств изолирующего состава от концентрации компонентов (таблица 2) выявлен интервал концентрации компонентов изолирующего состава, наиболее приемлемый с точки зрения приготовления и действия компонентов изолирующего состава на горные породы, цементный камень и обсадную колонну, а так же взаимодействия компонентов изолирующего состава друг с другом. В результате наиболее приемлемы рецептуры со 2 по 5 включительно, а значения концентраций реагентов в составе изолирующего состава выделили в соответствующий интервал. Показатели свойств изолирующего состава приведены в таблице 3.
| Таблица 1 | ||||
| Состав изолирующей жидкости | ||||
| Реагент | Характеристика | Назначение | ГОСТ, ТУ и т.д., страна | Концентрация, мас.% |
| Ацетат калия | Формула (система Хилла): С2Н3КО2 формула в виде текста: СН3СООК. | Ингибирование гидратации и диспергирования глинистых минералов, повышение плотности дисперсионной среды, стойкость в условиях низких температур. | ГОСТ 5820-78, Россия | 5-30 |
| Мраморная крошка фракции 0,1-0,2 мм | СаСО3 | Повышение плотности раствора, кольматация пор коллекторов и каналов перетоков | ГОСТ 22856-89, Россия | 5-45 |
| Poly Kem D | Частично гидролизованный полиакриламид | Снижение фильтратоотдачи, кольматация пор коллекторов и каналов перетоков | США, KEM-TRON | 0,3-0,5 |
| ФХЛС | Феррохромлигносульфонат - продукт взаимодействия лигно-сульфонатов (ССБ или СДБ) с сернокислым железом и бихроматом натрия. | Гидрофилизация поверхности мраморной крошки | ТУ-39-01-08-348-03, Россия, | 0,2-0,5 |
| Вода | Н2O | Основа дисперсионной среды | - | 24-89,5 |
| Таблица 2 Зависимость свойств изолирующего состава от концентрации компонентов |
||||||||||
| № рецептуры | Концентрация компонентов, % | Свойства изолирующего состава | ||||||||
| Ацетат калия | Мраморная крошка | Poly Kem D | ФХЛС | Вода | Плотность, кг/м3 | Условная вязкость, с | ДНС, дПа | СНС, через 1/10 мин, дПа | Показатель фильтрации, см3/30 мин | |
| 1 | 4 | 5 | 0,3 | 0,2 | 90,5 | 1090 | 57 | 30 | 27/38 | 6 |
| 2 | 5 | 5 | 0,3 | 0,2 | 89,5 | 1100 | 60 | 33 | 30/40 | 5 |
| 3 | 20 | 25 | 0,4 | 0,4 | 54,2 | 1430 | 66 | 34 | 37/46 | 4,4 |
| 4 | 25 | 20 | 0,3 | 0,3 | 54,4 | 1400 | 64 | 34 | 35/45 | 4,5 |
| 5 | 30 | 45 | 0,5 | 0,5 | 24 | 1720 | 70 | 35 | 40/50 | 4 |
| 6 | 30 | 46* | 0,5 | 0,5 | 23 | 1760 | 72 | 35 | 41/50 | 4 |
| Примечание: * - При следующей концентрации реагента мраморная крошка выпадает в осадок. |
| Таблица 3 Показатели свойств изолирующей жидкости |
|
| Показатель | Значение |
| Плотность, кг/м3 | 1100-1720 |
| Условная вязкость, с | 60-70 |
| Динамическое напряжение сдвига, дПа | 33-35 |
| Показатель консистенции, мПа·сn | 740-750 |
| Эффективная вязкость при 1000 с-1, мПа·с | 100-110 |
| Статическое напряжение сдвига через 1/10 мин, дПа | 30-40/40-50 |
| Показатель фильтрации, см3/30 мин | 4-5 |
| Толщина фильтрационной корки, мм | 1,5 |
| Стабильность, % | ≤2 |
Источники информации
1. Изменение давления и температуры в зацементированной части заколонного пространства / А.Л.Видовский, Р.А.Ахметов, А.И.Булатов и др. // Бурение. - 1974. - №7. - С.36-40.
2. Промысловые исследования изменения давления в зацементированной части заколонного пространства / А.Л.Видовский, Р.А.Ахметов, В.Я.Пустыльник и др. // Бурение. -1975. - №10. - С.17-21.
3. Сьюмен Дж.О, Снайдер Р.Э. Причины некачественного первичного цементирования // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. - 1980. - №12. - С.11-16.
4. Научно-технические основы и технология разобщения нефтеводоносных пластов / Р.М. Гилязов, Р.Ш. Рахимкулов, Н.З. Гибадуллин и др. // Нефтяное хозяйство - 2007. - №6. - С.45-49.
Изолирующий состав, включающий ацетат калия, мраморную крошку фракции 0,1-0,2 мм, частично гидролизованный полиакриламид Poly Kem D, феррохромлигносульфонат, воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Ацетат калия | 5-30 |
| Мраморная крошка фракции 0,1-0,2 мм | 5-45 |
| Poly Kem D | 0,3-0,5 |
| Феррохромлигносульфонат | 0,2-0,5 |
| Вода | остальное |
