Состав для ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтегазовых скважинах
Владельцы патента RU 2527443:
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") (RU)
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для ликвидации межпластовых перетоков флюидов, ограничения водопритоков и поглощений как при строительстве, так и эксплуатации скважин. Состав содержит 20-25 мас.% бентонитовой глины, 55-60 мас.% углеводородной фракции, 5-10 мас.% соды кальцинированной и 5-15 мас.% портландцемента. Техническим результатом является повышение эффективности ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтегазовых скважинах и увеличение продолжительности их межремонтного периода. 2 пр.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для ликвидации межпластовых перетоков флюидов, ограничения водопритоков и поглощений как при строительстве, так и эксплуатации скважин.
Известны составы на глиноцементной основе, применяемые для исправительного цементирования в нефтегазовых скважинах (например, при изоляции зон поглощения бурового раствора), содержащие 50-70% глино-порошка, 20-45% тампонажного цемента и около 5% инертного наполнителя, в качестве которого применяется керамзит, кварцевый песок и т.п.[1].
Известны составы, включающие цемент, гельцемент, а также гипсоцементные [1] и алебастроцементные смеси, приготавливаемые на основе дизельного топлива [2] - аналог.
Общий недостаток указанных составов [1, 2] - невозможность обеспечения надежного разобщения пластов - коллекторов с различными пластовыми давлениями и разным флюидосодержанием (нефть, нефть+газ+вода, газ, газ+газовый конденсат+вода и т.п.), что неминуемо вызывает:
- возникновение заколонных перетоков флюидов;
- потери углеводородного сырья;
- загрязнение недр и источников водоснабжения;
- ухудшение экологической обстановки и другим негативным последствиям.
При этом тампонажные составы должны одновременно удовлетворять противоречивым требованиям: с одной стороны они не должны отслаиваться от обсадных труб и раскрашиваться под действием знакопеременных нагрузок на обсадную колонну (т.е. быть пластичными), а с другой - противостоять перепадам давления в заколонном пространстве, вызывающих выдавливание легкотекучих (например, полимерных составов), нашедших применение в практике ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтегазовых скважинах.
При этом наибольшее применение нашли ремонтные составы на основе соляро-бентонитовых (СБС) и конденсато-бентонитовых (КБС) смесей, содержащих 25-30% бентонитовой глины, 70-75% углеводородной фракции (дизельное топливо - солярка или газовый конденсат) - прототип [3].
Однако опыт применения указанных ремонтных составов свидетельствует о непродолжительности достигаемого эффекта при высоких градиентах давлений и высокой приемистости заколонного пространства в изолируемой зоне (межколонные давления появляются спустя несколько месяцев после проведения ремонтно-изоляционных работ).
Задачей изобретения является увеличение продолжительности межремонтного периода скважин при высоких градиентах давлений и высокой приемистости в зоне изоляционных работ.
Техническим результатом изобретения является повышение герметизирующих свойств составов на основе СБС и КБС для ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтегазовых скважинах.
Технический результат достигается тем, что состав для ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтяных и газовых скважинах содержит бентонитовую глину (20-25%) и углеводородную фракцию (55-60%), дополнительно вводят соду кальцинированную (Na2CO3) (5-10%) и портландцемент (5-15% по массе). Это делается в целях увеличения степени диспергирования, увеличения коэффициента набухания бентонитовых глин, так и формирования внутри ремонтного состава твердой фазы (элементов «скелета»), образующейся в результате реакции ионного обмена и отверждения ремонтного состава. Наличие портландцемента способствует упрочнению структуры образующегося тела и повышению изолирующих свойств состава.
Указанную смесь тщательно перемешивают, в нее добавляют углеводородную фракцию (нефть, газовый конденсат, дизельное топливо и др.) и ее закачивают в заколонное пространство скважин до появления роста давления нагнетания (заполнения изолируемых каналов), а затем в заколонное пространство под давлением нагнетают буферную пачку технической воды, которая в полном объеме замещает углеводородную фракцию в тампонажной смеси.
После этого, в результате протекания физико-химических процессов:
- увеличивается степень диспергирования бентонитовых глин, что способствует лучшей герметизации заколонного пространства скважин;
- ионы кальция, находящиеся в составе бентонитовых глин, взаимодействуя с Na2CO3, выпадают в твердый осадок CaCO3;
- происходит отверждение портландцемента, который (вместе с CaCO3) формирует элементы «скелета», препятствующего прорыву газа через сформировавшийся за эксплуатационной колонной тампон.
Из производственного опыта известно, что осадок CaCO3 обладает хорошей адгезией к металлу труб и образует на их наружной поверхности плотное карбонатное покрытие - корку с антикоррозионными свойствами, а указанная буферная пачка с целью повышения эффективности замещения жидких углеводородов в тампонажной смеси может содержать ПАВ, что также может способствовать лучшей герметизации заколонного пространства и увеличению продолжительности межремонтного периода скважин.
Установлено, что добавление портландцемента способствует:
- ускорению процесса образования изолирующего тампона;
- снижению возможности прорыва газовой фазы через несформировавшийся ремонтный состав;
- повышению устойчивости ремонтного состава к разрушению при высоких градиентах давлений.
Следует отметить, что коэффициенты набухания различных глин под действием воды значительно отличаются друг от друга [4]. Так, коэффициент набухания - K, определенный по методике Жигача-Ярова как отношение конечного объема пробы к первоначальному, составляет:
- для Нефтеабадского глинопорошка - 2,17;
- для Саригюхского бентонита - 3,20;
- для Асконского бентонита - 5,28.
Кроме того, физико-механические свойства портландцементов различных марок значительно отличаются друг от друга.
При подборе рецептур ремонтных составов для проведении работ по ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами, необходимо применять глины с наибольшими коэффициентами набухания и портландцементы с известными свойствами.
Примеры конкретного выполнения на специальной установке:
В металлическую трубку с внутренним диаметром 40 мм (снизу установлены мелкий металлический фильтр-сетка и заглушка с отводом для фильтрата) заливали тампонажную смесь на высоту 60 мм. Выше смеси заливали воду с добавкой ПАВ на высоту 60 мм. Установку помещали в определенные температурные условия и сверху (над водой) создавали избыточное давление 0,1-0,3 МПа.
Пример 1. Тампонажный состав в % по весу:
| Саригюхский бентонит | 30 |
| Дизельное топливо | 55 |
| Сода кальцинированная | 5 |
| Портландцемент Новороссийский | 10 |
Температура опыта 45°C, избыточное давление 0,3 МПа, время воздействия - 30 мин. За время опыта количество выделившегося фильтрата (дизельного топлива) составило 30 см3. Через 24 часа образец тампонажного состава был извлечен из трубки. Установлено, что образец увеличился в размере в результате набухания глины на 20%. Образец представлял собой плотную массу не текучего состояния с относительно невысокой прочностью.
Пример 2. Тампонажный состав в % по весу:
| Саригюхский бентонит | 20 |
| Дизельное топливо | 55 |
| Сода кальцинированная | 10 |
| Портландцемент Новороссийский | 15 |
Температура опыта 45°C, избыточное давление 0,2 МПа, время воздействия - 30 мин. За время опыта количество выделившегося фильтрата (дизельного топлива) составило 25 см3. Через 24 часа образец тампонажного состава был извлечен из трубки. Установлено, что образец увеличился в размере в результате набухания глины на 10%. Образец представлял собой плотное тело с относительно определенной прочностью.
Указанный состав может быть также эффективно использован для ограничения водопритоков с скважину из нижележащих водоносных пластов.
Источники информации
1. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М., Недра, 1991 г., 251 с.
2. Поляков Л.П., Разуваев В.Д., Голиков А.Е. Новый способ изоляции зон поглощения промывочной жидкости при бурении скважин. Научно-технический сборник «Бурение», №9, 1965 г., с.8-11.
3. Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д. Ремонт газовых скважин. М.: Издательство «Недра», 1998 г., 271 с.
4. Мариампольский Н.А., Прокошин А.Г., Савенок О.В. Механизм действия электроактивации на реологические и фильтрационные свойства буровых, промывочных и тампонажных растворов // Гипотезы, поиск, прогнозы: сб. - Краснодар. - 2000. - Вып.9. - С.288-292.
Состав для ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтяных и газовых скважинах, содержащий бентонитовую глину и углеводородную фракцию, отличающийся тем, что дополнительно содержит соду кальцинированную и портландцемент, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Бентонитовая глина | 20-25 |
| Углеводородная фракция | 55-60 |
| Сода кальцинированная | 5-10 |
| Портландцемент | 5-15 |
