Нейтральная уплотняющая жидкость для скважин

Нейтральная уплотняющая жидкость для скважин

Реферат

 

Изобретение относится к составу тампонажных и буферных жидкостей для герметизации межколонного и межтрубного пространства скважин и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности. Технический результат заключается в повышении герметизирующих свойств нейтральной уплотняющей жидкости для скважины и усилении ее ингибирующей способности наряду с подавлением роста сульфатвосстанавливающих бактерий. Нейтральная уплотняющая жидкость для скважин, содержащая техническую воду, отработанное компрессорное масло МС-20 в качестве углеводородной фазы, хлористый кальций в качестве понизителя температуры замерзания, сульфанол в качестве эмульгатора, бентонитовую глину в качестве стабилизатора, дополнительно содержит метиловый спирт и гидроксид натрия, проявляющие стабилизирующие, бактерицидные свойства и свойства ингибитора коррозии, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: отработанное компрессорное масло МС-20 - 23,00-35,00, гидроксид натрия - 1,00-3,00, хлористый кальций - 3,00-5,00, спирт метиловый - 6,00-10,00, бентонитовая глина - 14,00-18,00, сульфанол - 0,50-1,30, техническая вода - остальное. 3 табл.

Изобретение относится к составу тампонажных и буферных жидкостей для герметизации межколонного и межтрубного пространства скважин и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности.

Известно, что для скважины потеря герметичности обсадной колонны и насосно-компрессорных труб (НКТ) обязана главным образом процессам коррозии труб (до 90% случаев), а также дефектам резьбовых соединений труб (до 5%), браку труб (до 1%) и другим малоизученным причинам (до 4%) [1].

При этом происходит движение потоков пластовых флюидов через дефекты герметичности элементов конструкции скважин и скважинного оборудования, что приводит к возникновению межколонного давления (МКД) и ограничивает возможность нормальной эксплуатации скважины по причине создания аварийных ситуаций, связанных с возможностью образования грифонов и фонтанирования, перетоков флюидов в сопредельные геологические горизонты и образования вторичных техногенных залежей.

Для изоляции нарушений герметичности скважины и скважинного оборудования, а также снижения интенсивности коррозионных процессов в скважине при контакте с пластовыми флюидами практикуют заполнение межколонного и межтрубного пространства скважины неагрессивной, нейтральной уплотняющей (надпакерной) жидкостью, способной кольматировать дефекты герметичности скважины благодаря своим аномальным реофизическим свойствам, которые определяются составом такой жидкости [2, 3].

Известен тампонажный раствор для изоляции (уплотнения) дефектов герметичности скважины, содержащий углеводородную жидкость и утяжелитель (двуокись титана), которым заполняют кольцевое пространство в скважине [4, 5].

Однако такой раствор недостаточно эффективно оказывает изолирующий эффект в течение длительного срока нахождения в скважине по причине своей низкой кинетической стабильности, т.е. седиментации дисперсной фазы (двуокиси титана) и потере раствором требуемых для изоляции (кольматации) технологических качеств.

Помимо этого, выделяющаяся в осадок двуокись титана представляет собой мелкодисперсный порошок, который при уплотнении может вызвать образование в межтрубном пространстве прочных пробок, прихват НКТ и пакера.

Известен также состав для разобщения пласта от ствола скважины, содержащий крахмал, неионогенное ПАВ, мел и воду [6], а также состав надпакерной жидкости, содержащий карбоксилметилцеллюлозу (КМЦ), асбестовую крошку и воду [3].

К недостаткам указанных составов относится достаточно быстрая во времени потеря ими тампонажных и герметизирующих свойств вследствие жизнедеятельности (биоценоза) сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), присутствующих в стволе скважины и в пласте.

Известно, что крахмал и КМЦ, входящие в указанные составы, относятся к категории полисахаридов и производных целлюлозы и являются питательной средой для жизнедеятельности СВБ [7, 8].

В результате этого процесса указанные составы в течение короткого времени претерпевают деструкцию и потерю своих технологических свойств и, как следствие, не могут долговременно выполнять герметизующую функцию. Кроме того, в результате жизнедеятельности СВБ в среде крахмала или КМЦ выделяется сероводород, который является крайне агрессивным коррозионным агентом для элементов конструкции скважины, что приводит к дальнейшему развитию дефектов герметичности.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является задавочно-промывочная жидкость для скважин в многолетнемерзлых породах, содержащая воду, ПАВ "сульфанол", углеводородную жидкость в виде газового конденсата, бентонитовую глину и соль в виде хлористого кальция [9].

Указанная жидкость после ее приготовления представляет собой прямую эмульсию типа "масло в воде", где дисперсионной средой является вода, дисперсной фазой - газовый конденсат, а эмульгирующее и стабилизирующее действие для эмульсии обеспечивают ПАВ "сульфанол" и бентонитовая глина.

Роль хлористого кальция в составе указанной жидкости сводится к понижению ее температуры замерзания.

Недостатком указанной жидкости является невысокая по времени ее агрегативная устойчивость, определяемая процессами коалесценции дисперсной фазы (газового конденсата) в эмульсии, что приводит к расслоению эмульсии и потере ею свойств для кольматации дефектов герметичности. Кроме того, указанная жидкость не проявляет свойств, ингибирующих коррозию оборудования и подавление роста СВБ.

Изобретение решает техническую задачу повышения герметизирующих свойств жидкости для кольматации дефектов герметичности оборудования скважины и усиление ее способности для ингибирования коррозии оборудования скважины и подавления роста СВБ.

Под герметизирующим качеством жидкости для кольматации дефектов герметичности скважинного оборудования понимают способность жидкости длительное время сохранять свою эмульсионную структуру, обладая при этом высокими аномальными реологическими свойствами, которые определяют эффект кольматации (статическое и динамическое напряжение сдвига, динамическая вязкость).

Нейтральная уплотняющая жидкость для скважин, содержащая техническую воду, углеводородную фазу, хлористый кальций в качестве понизителя температуры замерзания, сульфанол в качестве эмульгатора и бентонитовую глину в качестве стабилизатора эмульсии, согласно изобретению дополнительно содержит в качестве стабилизатора, ингибитора коррозии и бактерицида метиловый спирт и гидрооксид натрия, а в качестве углеводородной фазы - отработанное компрессорное масло МС-20 при следующем соотношении ингредиентов, маc. %: Отработанное компрессорное масло МС-20 - 23,00-35,00 Гидрооксид натрия - 1,00-3,00 Хлористый кальций - 3,00-5,00 Спирт метиловый - 6,00-10,00 Бентонитовая глина - 14,00-18,00 Сульфанол - 0,50-1,30 Техническая вода - Остальное Приготовление рекомендуемой нейтральной уплотняющей жидкости в промысловых условиях производят на дневной поверхности в следующей последовательности.

1. В зависимости от конструктивных особенностей скважины определяют необходимое количество нейтральной уплотняющей жидкости и ингредиентов, составляющих ее в соответствии с рецептурой предлагаемого состава.

2. В отдельную емкость вводят расчетное количество отработанного компрессорного масла МС-20 и добавляют в режиме перемешивания расчетное количество ПАВ "сульфанол".

3. В другую емкость вводят расчетное количество технической воды и добавляют последовательно в режиме перемешивания расчетное количество метилового спирта, гидрооксида натрия, хлористого кальция, бентонитовой глины.

Полученную смесь перемешивают в течение 1-2 ч.

4. Полученную по пункту 3 смесь заливают в масляный раствор с ПАВ, полученный по пункту 2, и перемешивают в течение 1-1,5 ч до получения жидкости с однородной эмульсионной структурой; 5.Подготовленную по п.1-4 нейтральную уплотняющую жидкость используют по назначению в качестве жидкости для заполнения межтрубного либо межколонного пространства с целью кольматации дефектов герметичности труб и скважинного оборудования.

Механизм повышения герметизирующих свойств предлагаемой нейтральной уплотняющей жидкости представляется следующим.

При перемешивании исходных ингредиентов по указанной схеме, как показали проведенные микроскопические исследования, образуется стабильная дисперсная система по типу прямой эмульсии "масло в воде", агрегативная устойчивость которой определяется структурно-механическими факторами. Эти факторы обусловлены: - образованием на внешней поверхности границы раздела прямой эмульсии в дисперсионной водной среде бронирующих защитных слоев из глинистых минералов; - образованием на внутренней поверхности границы раздела прямой эмульсии в частицах дисперсной фазы (масла) защитных слоев из микроэмульсии по типу "вода в масле".

Известно, что твердые частицы (например, глинистые минералы), концентрируясь на границе раздела фаз эмульсии, образуют бронирующие оболочки, которые препятствуют флокуляции и коалесценции дисперсной фазы [10].

При этом тип стабилизируемой эмульсии определяется правилом "ориентированных клиньев", согласно которому дисперсионной средой (внешней фазой эмульсии) является та жидкость, которая лучше смачивает твердый стабилизатор (глинистые минералы).

В нашем случае такой жидкостью является вода. Улучшить в большей мере смачивание глинистых минералов водой и, как следствие, их закрепление на границе раздела фаз, т.е стабильность образуемой эмульсии, возможно повышением гидрофильности глинистых минералов (активацией глин) путем введения в эмульсию гидрооксида натрия [8].

Другим фактором, который обеспечивает повышение агрегативной устойчивости рекомендованной нейтральной уплотняющей жидкости, является стабилизация ее дисперсной фазы (масла) оболочкой из микроэмульсии, которая образуется в системе при введении вспомогательного ПАВ - метилового спирта [11].

Согласно теории микроэмульсий [12], образование таких систем происходит самопроизвольно при смешении нерастворимых в обычном состоянии жидкостей (углеводород и вода) при условии снижения межфазного натяжения между ними до сверхнизких значений (порядка сотых долей мДж/м²) за счет добавки основного и вспомогательного ПАВ.

Функция основного ПАВ (сульфанол) сводится к частичному снижению межфазного натяжения на границе раздела фаз. Роль вспомогательного ПАВ (метилового спирта) заключается в образовании совместно с основным ПАВ смешанного адсорбционного слоя с крайне низким значением межфазного натяжения.

При этом самопроизвольно образуется высокодисперсная система, состоящая из дисперсионной среды (растворитель) и дисперсной фазы [13].

Последняя представляет собой сферические или пластинчатые агрегаты мицелл, т. е. упорядочено расположенные молекулы дисперсной фазы с включениями внутренних молекул растворителя (явление солюбилизации) [9,12].

Такие системы, называемые микроэмульсиями, обладают очень высокой агрегативной устойчивостью - благодаря крайне низкому значению межфазного натяжения система имеет минимум свободной энергии и термобарически стабильна. При этом размер образований мицелл в микроэмульсии очень мал и варьирует в пределах сотен единиц нанометра.

Наличие таких комплексов мицелл в микроэмульсии определяет ее неньютоновские свойства (аномальную вязкость, псевдопластичность), что положительно сказывается в реализации структурно-механического фактора повышения устойчивости прямой эмульсии микроэмульсией [11].

Структура рекомендуемой нейтральной уплотняющей жидкости была исследована микроскопически, и было установлено, что глобулы дисперсной фазы (масла) в основной прямой эмульсии имеют размер в пределах 10^-5-10^-4 м и стабилизированы снаружи слоем глинистых минералов, а изнутри - бронирующей оболочкой микроэмульсии.

Размеры этих глобул сопоставимы с размерами дефектов герметичности резьбовых соединений и благоприятны для их кольматации.

В предлагаемом составе в качестве углеводородной жидкости вместо газового конденсата (по прототипу) используют отработанное компрессорное масло МС-20.

Целесообразность этого обусловлена следующими факторами: - недефицитность и дешевизна указанного продукта, который является отходом производства и имеется в компрессорном хозяйстве нефтегазодобывающих предприятий; - наличие в составе отработанного масла мелкодисперсных механических включений (до 3%), которые усиливают агрегативную устойчивость прямых эмульсий и являются кольматантами дефектов герметичности в отличие от чистого газового конденсата; - сходность компонентного состава отработанного масла и газового конденсата с преобладанием в первом случае тяжелых углеводородных фракций, благоприятно влияющих на аномальные реологические свойства прямой эмульсии, которые необходимы для эффективной кольматации дефектов герметичности скважинного оборудования.

Предлагаемая нейтральная уплотняющая жидкость является высокотехнологичной, т.е. простой в приготовлении и в транспортировке существующими насосными агрегатами. Жидкость является термостабильной в интервале температур (от - 49 до +100^oС) и может длительно находиться в стволе скважины, не претерпевая деструкции.

Проведенные исследования реологических, ингибирующих и бактерицидных свойств различных составов жидкости (табл.1) показали, что по сравнению с известными составами рекомендованная нейтральная уплотняющая жидкость обладает лучшими герметизирующими свойствами, а также проявляет ингибирующие свойства и подавляет рост СВБ благодаря присутствию в своем составе гидрооксида натрия, который обеспечивает высокую щелочность среды и метилового спирта, обладающего бактерицидными свойствами (табл.2).

Пример 1. Для оценки эффективности применения рекомендуемой нейтральной уплотняющей (надпакерной) жидкости и составов по аналогу и прототипу предлагаемого изобретения были проведены специальные экспериментальные исследования на установке, схема которой приведена на чертеже.

Схема экспериментальной установки по исследованию работы обсадной колонны с негерметичным резьбовым соединением включает: фрагмент обсадной колонны длиной 1,5 м; наружным диаметром 168,3 мм; толщиной стенки 10 мм 1; муфта наружным диаметром 187,7 мм с трапецеидальной и треугольной резьбой 2; расходный бак с флюидом 3; поршневой разделитель 4; ручной пресс 5; газовый баллон 6; кран высокого давления 7,8,9,10; манометр 11,12,13; трубки высокого давления 14.

Фрагмент обсадной колонны соединяется с расходным баком, содержащим флюиды, трубками высокого давления. Расходный бак присоединяется к газовому баллону и поршневому разделителю, который в свою очередь соединяется с ручным прессом. Установка позволяет следующее.

1. Исследовать гидродинамические процессы блокирования уплотняющей надпакерной жидкостью утечек по резьбовым соединениям в условиях, приближенных к реальным (например, при изгибе и растяжении), в частности, определить расход флюидов через резьбовые соединения эксплуатационных колонн, а также замерить кинетику давления флюидов внутри колонны труб.

2. Изучить сравнительную эффективность многоразовых составов, используемых для герметизации резьбовых соединений обсадных колонн.

При проведении экспериментов обсадная колонна с негерметичным резьбовым соединением в каждом случае заполнялась газом, водой, составами по аналогу и прототипу, а также рекомендуемым составом уплотняющей жидкости. Затем внутри колонны создавалось давление 15 МПа. Наличие утечек флюидов контролировалось по падению давления во времени внутри колонны с помощью манометра 7. Результаты исследований приведены в табл.3.

На основании этих данных и в т. ч. результатов исследования физико-химических свойств нейтральных уплотняющих жидкостей (табл.2) установлено, что лучшими характеристиками для изоляции нарушений герметичности скважины и скважинного оборудования, а также ограничения процессов коррозии и развития СВБ обладают рекомендованные составы 1-3.

Пример 2. Промысловые испытания рекомендуемой нейтральной уплотняющей (надпакерной) жидкости на скважине 360 Канчуринского подземного хранилища газа.

Геолого-техническая характеристика скважины: - диаметр и глубина спуска эксплуатационной колонны (168 мм/1873,8 м); - высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной (до 365 м); - качество цемента и его сцепления за эксплуатационной колонной (неудовлетворительное); - диаметр и глубина спуска технической колонны (245 мм/1490,5 м); - высота подъема цементного раствора за технической колонной (до устья); - открытый ствол диаметром 139,7 мм в интервале (1873,8-2210 м); - диаметр и глубина спуска НКТ (89 мм/1880 м); - величина межколонного давления (12,5 МПа); - давление в затрубном пространстве (12,5 МПа).

Работы по ликвидации межколонного давления проводись в следующей последовательности. После приготовления уплотняющей жидкости на дневной поверхности осуществляли стравливание межколонного давления в скважине до нуля. После этого в кольцевой зазор между технической и эксплуатационной колонной с устья скважины закачали 26,42 м³ рекомендуемой уплотняющей жидкости до полного заполнения негерметичного межколонного пространства. По окончании этой операции кран на межколонном пространстве был закрыт, и с помощью манометра осуществляли наблюдение межколонного давления.

Проведенные наблюдения показали, что каналы негерметичности в цементном камне и резьбовых соединений эксплуатационной колонны были тампонированы рекомендованным составом, так как давление в межколонном пространстве снизилось с 12,5 МПа до нуля и в течение года после проведения операции не повышалось.

Источники информации 1. Юсупов И.Г. Крепление нефтяных скважин органо-минеральными композиционными материалами // Автореферат диссер. на соиск. уч. степени д.т.н. - Уфа, 1984.

2. 3агиров М. М. Повышение эксплуатационной надежности скважин. - М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - 25 с.

3. Егурцов Н.А. Методы выявления причин и способы ликвидации межколонного газопроявлений в скважинах ПХГ7 // Транспорт и подземное хранение газа. - Экспресс-информ. ВНИИЭГАЗПРОМ; Вып.2. - М.,1991. - 10-13 с.

4. Пат. Франции 2434977, Е 21 В 33/14, 43/24. Опубл. 2 мая 1980, 18.

5. А. с. 1040117 СССР, Е 21 В 33/138, Бюл. 33;1983 г.

6. А.с. 1044768 СССР, Е 21 В 33/138, Бюл. 36;1983 г.

7. Ягафарова Г.Г. Оценка экотоксического действия зарубежных и отечественных буровых реагентов. Башкирский экологический вестник, Уфа, 2000, 2, с. 23 -38.

8. Ивачев А.М. Промывочные жидкости. М.: Недра, 1975, с. 79.

9. А.с. 1130587 СССР, С 09 К 7/02, Бюл. 47; 1984 г.

10. Щукин Е.Д., Перцов А.В., Амелина Е.А. Коллоидная химия. - М.: Высшая школа, 1992. - 414 с.

11. Перегудов Л.И. и др. Стабилизация эмульсии микроэмульсией. - Коллоидн. журн., 1981, 6, с. 1096.

12. Щукин Е.Д. и др. Физико-химические основы получения микроэмульсий. - Коллоидн. журн., 1983, 4, с. 726.

13. Старковский А. В. и др. Роль спирта в образовании микроэмульсий. - Коллоидн. журн., 1983, 5, с. 1014.

Формула изобретения

Нейтральная уплотняющая жидкость для скважин, содержащая техническую воду, углеводородную фазу, хлористый кальций в качестве понизителя температуры замерзания, сульфанол в качестве эмульгатора, бентонитовую глину в качестве стабилизатора эмульсии, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит метиловый спирт и гидрооксид натрия в качестве стабилизатора, ингибитора коррозии и бактерицида, а в качестве углеводородной фазы - отработанное компрессорное масло МС-20 при следующем соотношении ингредиентов, маc.%: Отработанное компрессорное масло МС-20 - 23,00 - 35,00 Гидрооксид натрия - 1,00 - 3,00 Хлористый кальций - 3,00 - 5,00 Спирт метиловый - 6,00 - 10,00 Бентонитовая глина - 14,00 - 18,00 Сульфанол - 0,50 - 1,30 Техническая вода - Остальноет

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4