Жидкость глушения для ремонта скважин

Жидкость глушения для ремонта скважин

Реферат

 

Жидкость может быть использована: в качестве технологической жидкости для глушения, перфорации и дострела при заканчивании и капитальном ремонте скважин. Цель снижение межфазного натяжения на границе с керосином до 4 6 мН/м; обеспечение невысокого процента увлажнения глин - меньше 3% за 4 ч; кратно меньшей скорости коррозии металла по сравнению с солевыми растворами; сохранности цементного камня от растрескивания, что достигается при применении фильтрата технического пентаэритрита в качестве жидкости глушения для ремонта скважин при температуре не ниже минус 15°С. 8 табл.

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к технологическим жидкостям, используемым при заканчивании и капитальном ремонте скважин.

Известно применение технической или пластовой воды в качестве жидкости глушения для ремонта скважин [1] Этой технологической жидкости для глушения скважин присущи комплекс недостатков: невысокая плотность; неморозостойкость; оказывает отрицательное влияние на фильтрационные свойства нефтенасыщенных коллекторов из-за того, что имеет высокое межфазное натяжение на границе с углеводородной жидкостью и способствует набуханию глинистых включений в продуктивном пласте, представленных песчаником, а значит увеличивает сроки освоения скважин и выход скважин на режим, предшествующий глушению, с потерями дебита нефти; вызывает коррозию цементного камня в кольцевом пространстве скважины, что снижает надежность изоляции в затрубном пространстве от других горизонтов и способствует перетокам жидкостей.

Известно также применение солевых растворов в качестве жидкости глушения для ремонта скважин [2] Недостатком водных растворов неорганических солей является то, что они все же отрицательно влияют на коллекторские свойства продуктивных пластов. Это обусловлено тем, что они недостаточно снижают межфазное натяжение на границе с углеводородной жидкостью, меньше, чем пресная вода, но все же способствуют набуханию глинистых включений. Кроме того солевые растворы вызывают коррозию обсадной колонны, что при многократном применении и длительных периодах ремонта сокращает сроки эксплуатации скважин.

Сущность изобретения заключается в том, что в качестве жидкости глушения для ремонта скважин при температуре не ниже минус 15^оС применяют фильтрат технического пентаэритрита.

Цель изобретения эффективное снижение поверхностного натяжения на границах раздела сред при незначительном набухании глинистых включений продуктивных пластов; пониженной коррозионной активности.

Фильтрат технического пентаэритрита (ФТП) выпускается по ТУ 6-05-2051-87. ФТП является отходом производства пентаэритрита и представляет собой водный раствор веществ: формиата натрия, пентаэритрита и его производных, незначительного количества сахаров, бисульфатного производного формальдегида, бисульфата натрия. Физико-химические показатели ФТП представлены в табл. 1. ФТП относится к веществам 3 класса опасности по ГОСТ 12.1.007-76. ФТП не является огнеопасным, по ГОСТ 19433-81 не классифицируется.

В лабораторных условиях исследовали совместимость ФТП с различными, наиболее часто применяемыми, технологическими жидкостями при 20^оС и 80^оС (табл. 2). ФТП смешивали с другими растворами в соотношении 1:1. Исследовалось также состояние ФТП при отрицательных температурах (табл.3). Отмечено, что при снижении температуры до минус 15^оС в растворе появляются единичные кристаллы и при 18^оС ФТП он становится вязким, однако при обратном растеплении уже до минус 10^оС ФТП приобретает прежний вид и вязкостные свойства. Поэтому предусмотрено ограничение применения ФТП по температуре до минус 15^оС.

Межфазное натяжение на границе с керосином определяли на сталагмометре. Данные с пробой ФТП плотностью 1210 кг/м³ представлены в табл.4, а данные с пробой ФТП плотностью 1256 кг/м³ из другой партии представлены в табл.5. Кроме того в табл.5 представлены результаты влияния на поверхностное натяжение смешения ФТП с водой. ФТП проявляет лучшие поверхностно-активные свойства и будет легче вытесняться из призабойной зоны после ремонта скважин, чем известные жидкости глушения, такие как водные растворы CaCl₂, NaCl и MgCl₂.

Вязкость ФТП (табл.4) больше вязкости растворов CaCl₂ и NaCl. Термостатирование в течение 3 ч при 95^оС приводит к незначительному уменьшению вязкости.

Ингибирующие свойства жидкостей определяли по величине набухания образцов глинистых материалов согласно РД 39-2-213-82 (ВНИИКРнефть). Для определения увлажнения глин использовали образцы спрессованного при давлении 40 МПа в течение 5 мин в пресс-форме глинопорошка с влажностью 10% диаметром 20 мм и высотой 32 мм. Образцы выдерживались в исследуемой среде в течение 4 ч. По исходной массе и массе увлажнения образцов определяли процент увлажнения. Данные представлены в табл.6. ФТП в сравнении с солевыми растворами проявляет наилучшие свойства ингибитора гидратации глин, что при глушении скважин позволит сохранить пористость коллектора.

В табл.7 представлены результаты исследований коррозионной агрессивности различных сред на образцы из обсадной колонны со сталью марки "Д" в виде пластинок 15 х 15 мм и толщиной 2 мм. Отношение объема жидкости к площади поверхности пластинок приняли равным 7. Выявлена закономерность того, что коррозия металлических образцов в фильтрате технического пентаэритрита происходит только в первые часы контакта, затем на поверхности металла образуется коричневая, не смываемая водой и спирто-бензолом пленка, и процесс коррозии резко затормаживается. Начальная скорость коррозии металла в среде ФТП соизмерима со скоростью коррозии в солевых растворах, а при длительном процессе коррозии в ФТП кратно меньше, чем в солевом растворе. Существенное уменьшение коррозии обсадной колонны скажется на увеличении сроков эксплуатации скважины и уменьшении ремонтных работ по креплению призабойной зоны.

В табл. 8 представлены результаты влияния различных сред на коррозию цементного камня. Портландцементный раствор с В/Ц 0,5 в первые две недели твердения выдерживали при 80^оС. Затем изготовили прямоугольные образцы с квадратным сечением 1 см² и длиной 3 см. Образцы высушили при 105^оС, взвесили и замерили площадь поверхности. Затем образцы поместили в различные среды, объем которых брали в соотношении к площади поверхности цементных образцов равным 3. После 30 дней выдерживания при нормальной температуре, образцы высушили при 105^оС и вновь взвесили. Все образцы, кроме находившихся в дистиллированной воде, увеличили свой вес. Образцы цементного камня, находившиеся в среде ФТП, частично покрылись желто-бурой пленкой, видимых изменений образцов не произошло, тогда как образцы, находившиеся в растворах CaCl₂ и MgCl₂, потрескались. Трещинообразование в цементном камне является серьезным недостатком известных жидкостей глушения солевых растворов, поскольку это приводит к заколонным перетокам пластовых флюидов.

Таким образом на основании проведенных опытов можно сделать однозначный вывод о том, что ФТП в большей степени соответствует требованиям, предъявляемым к жидкости для качественного глушения скважин, чем пресная и минерализованная вода. ФТП имеет приемлемые значения плотности, вязкости и достаточную морозостойкость; хорошо совместим с широко применяемыми при глушении и обработках призабойных зон скважин реагентами; эффективно снижает межфазное натяжение на границе с углеводородной жидкостью до достаточно низких величин 4-6 мН/м; существенно снижает набухание глин и коррозионную агрессивность как по отношению к металлу, так и цементному камню. Все эти свойства в совокупности позволят в более короткие сроки освоить скважины после глушения и вывести их на доремонтный режим с меньшими потерями дебитов, а также продлить сроки эксплуатации скважины и предупредить заколонные перетоки пластовых флюидов.

Формула изобретения

Применение фильтрата технического пентаэритрита в качестве жидкости глушения для ремонта скважин при температуре не ниже -15^oС.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4