Тампонажный раствор для изоляции скважин

Тампонажный раствор для изоляции скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Союз Советскик

Социапистическик

Респубпик пя912914

ИЗОБРЕТЕН Ия

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Ф I рр (6I ) Дополнительное к авт. свид-ву (22) Заявлено 140978 (21) 2689012/22-03 (5! )М. Кл. с присоединением заявки РЙ

E 21 В 33/138 (Ъсударстванный комитет (23) Приоритет

II0 делам изобретений и открытий

Опубликовано 150382. Бюллетень № 10

Дата опубликования описания 150382 (53) УДК622. 245 (088.8) (72) Авторы изобретения

Г.С. Чупров, П.В. Жуйко, Г.P. Авджиев и Б.A

I т: л

3 j

Печорский государственный научно-исслед)вдтель и проектный институт неатенай проныапенност (71) Заявитель (54) ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ СКВАЖИН

Изобретение относится к добычи нефти шахтным способом с использованием тепла, а именно к тампонажным растворам для герметизации затрубного пространства скважин.

Известен тампонажный раствор для герметизации пространства между колоннами обсадных и лифтовых труб в скважинах, содержащих жидкие углеводоt0 роды загущенные силикатом магния.Концентрация силиката магния в углеводородной жидкости 1-10у по весу. Плотность такого тампонажного раствора не превышает 1017 кгlм (1).

Недостатком э-,ого раствора является то, что его плотность меньше плотности пластовой воды. В результате этого еro применение для герметизации затрубного пространства восходящих скважин ограничено,так как в этом случае пластовая вода перемещается к устью скважины, вытесняя герметизирующий тампонажный раств р от стья скважины и нарушая теплоизоля(,цию скважины, Известен тампонажный раствор для герметизации затрубного пространства скважин, представляющий собой суспензию на основе углеводородной жидкости, содержащую минеральный утяжелитель. В качестве утяжелителя сусгензия содержит сверхтонкоизмельченный кремнезем с размером частиц менее

0,1 мкм. Количество кремнезема в суспензии 18-20 г/л. Плотность тампонажного раствора 988 кг/м t 2 ).

Недостатком этого раствора является его малая плотность. Раствор не обеспечивает герметизацию затрубного пространства восходящих скважин изза его вытеснения водой от устья скважины, как менее плотного.

Известен также тампонажный раствор, содержащий углеводородную жидкость и минеральный утяжелитель, в котором в качестве утяжелителя используют двуокись титана. Причем (1 1 2 < -I ) компоненты взяты в следующем соотнс шении, вес.Ж: углеводородная жидкость 60-80

Утяжелитель (дву5 окись титана) 20-40

Этот тампонажный раствор имеет достаточно высокую плотность or

107$ до 13<<1 кг/м и низкую теплопроводность порядка 0,2с<2 Вт(м к) Г31. <и

Этот раствор мс,«ет служить для герметизации затрубного пространства между колоннами обсадных и лифтовых труб, однако он не пригоден длл гер. метизации затрубного прас-ранства между колоннами обсадных труб и нефтеносным пластом в восходящих скважинах, особенно в которые подают TBBлоноситель с высокой температурой, а также трещин нефтеносного пласта око <1 ло устья скважины, т.е. не предотвращает грифонообразованил, прорывы пара и легких углеводородов у устья скважины. Это связано с тем, что зтот тампонажный раствор хорошо Tечет г<о затрубному пространству и твещинам

B пласте и Bb<òå«àåò у уcтьл восходящей скважины в горную выработку, из которой пробурена скважина, Цель изобретения — повьш.е;-:иг гер. О метизирующих и теплоизолYipó: щих сгойстB тампонажного расrûора,цлл изОляции восхОдлщих скважин.

Поставленная цель достиг".åòñÿ тем, <то раствор дополнительHci содеожит парафи< с длиной углеводс родной цепи .., -С,<,,, при слс.дующем сов гноще2 нии ингредиентОв, вес.б:

Углеводородная жидг .- 7 A

:f1 кость I.I 7B

М Y HP Poл ь idыlи ?i гB%P.

10-30 литель

Парафин с длиной углеводородной цегги 1 л! 0з 2j-30

В качестве углеводородной жидкос=TI1 раствОр содержит D:.Icol(QBBB«óÿ сырую нефть или нефть после отгона легких фракций.

В качестве утяжелителл раствор со "1! держит двуО«ись титана или ФлотавиОн ный барит с размером частиц 0,050,1 мкм.

Причем отношение содержания парафина к содержанию практически неи"=," бежных примесей асфапьто-смолис- -ы;. углеводородной жид«ос li

;«ставляет оолее 7.

Lr 4

В соответствии с технологическими условиями применения к твмпонажному раствору предъявляются дополнительные требования: раствор не должен ухудшать свои свойства под действием высоких <емператур, температура начала кипения раствора должна быть больше температуры теплоносителя, закачиваемога в нефтеносный пласт, температ ра засгывания раствора должна быть выше 26 С„ что необходимо для предотвращения его вы1екания из пласта в горную вь;работку, раствор должен быть текучим при температуре ниже температуры плавления парафина, т.е. ниже с

44 С, раствор должен сохранять устойчивость (не расслаиваться) в течение

Bi".Bão цикла закачки теплоносителя в

I«фтс-<осный пласт.

В связ. с тем, что восходящие с«важи-<ы эксплуатируются из подземных выработок раствор не должен быть гоксичным.

0(;новой тампонажного раствора является углеводородная жидкость с практически неизбежными примесями асфальто-смолистых веществ, которая не дзлжна содержать легких фракций, «ыкипающих при температуре равной температуре теплоносителя, закачиваемого и IIBфтеносный пласт.

Как поавило, такой жидкостью может служить сама сырая нефть высокой влзк< сти и любая другая нефть после от-о «и легких фр. кций, е=ли последние в ней содержатсл. г1изкая теплопроводность углеводородной жидкосrv около 0,139 Вт(м К) придает тампонажному раствору теплоизолирующие свойства.

Теплопроводность нефти почти в раз меньше теплопроводности цементoe,ðà«íîé около 0,$3 Вт(м К). Традицион;o применяемых для герметизации затрубного пространства скважин.

Повышение процентного содержания у . леводородной жидкости по отношению к утяжелителю в предлагаемом тампо. вЂ:ажном растворе снижает теплопровод= ност< гампонажного раствора и повышаег его теплоизолирующие свойства.

Второй компо;-<ент тампонажного раствора — утяжелитель служит для no",.ILlå I!Ari плотности раствора до требующейся в зависимости от технологи«,.Ских нужд. Так для герметизации з=-труб-.ого пространства в восходящих с.(Bàÿ

912914 раствора должна Ьь ть больше плотности теплоносителя и пластовой воды. В качестве утяжелителя могут быть различные минеральные наполнители, обладающие следующими свойствами: высокой плотностью, обеспечивающей возможность приготовления тампонажного раствора с плотностью больше плотности пластовой жидкости и теплоносителя при сохранении текучести; гидро- 10 фобностью поверхности частиц, необходимой для наибольшего сродства с углеводородной жидкостью, повышающей устойчивость тампонажного раствора, полное отсутствие явлений гидропиза при контакте с теплоносителем — паром, водой или водными растворами любых реагентов.

В качестве утяжелителей, обладающих указанными свойствами могут слу- 2О жить двуокись титана и флотационный барит. Плотность двуокиси рутильной формы 4260 кг/и, а анатазной

3840 кг/м . Плотность флотационного барита 4000 кг/м 25

Основными требованиями предъявляемыми к качеству утяжелителей для приготовления тампонажного раствора является их крупность не более 0,050,1 мкм.

Увеличение процентного содержания утяжелителя в тампонажном растворе не значительно повышает его теплопроводность, а вместе с этим значительно повышает его плотность и гер35 метизирующие свойства.

Так процентное содержание, например, барита в пределах 10-30л- . в углеводородной жидкости повышает тепло40 проводность тампонажного раствора до 0,282 Вт (м:) т. е. весьма незначительно, а плотность раствора повы шает до 1844 кг/м5.

Третьим основным компонентом там45 понажного раствора являются твердые углеводороды, например тугоплавкий парафин,состоящий из углеводородов с содержа нием углеродов от С до Сл . Известно, что температура плавления такого па50 рафина нормального строения находится в пределах от 44,4 С до 85,2 С, плотность колеблется с 791 до

820 кг/м, т.е. близка к плотности 3 углеводородной жидкости, а теплопроводность равна около 0,27 Вт(м" К) .

Парафин в углеводородной жидкости при температуре ниже температуры его плавления находится в виде отдельных кристалликов. Однако при температуре выше температуры плавления парафина углеводородная жидкость растворяет парафин и представляет собой гомогенную ньютоновскую жидкость.

Увеличение процентного содержания парафина в углеводородной жидкости тампонажного раствора практически не влияет на его теплопроводность и плотность, но повышает прочность образующейся структурной сетки при кристаллизации парафина и повышает устойчивость тампонажного раствора при любой температуре. Это объясняется тем, что расплавленный парафин при понижении температуры раствора адсорбируется на частицах утяжелителя, которые являются как бы центрами его кристаллизации и непосредственно контактируют с углеводородной жидкостью, имея наибольшее сродство с ней, чем утяжелитель, Это позволяет значительно расширить диапазон использования утяжелителей для получения не p :ññëàèâàþùèõcÿ тампонажных растворов.

При содержании парафина в тампонажном растворе ниже 20 вес.3 температура застывания исходного раствора, после его нагрева, ниже дспустимой по условиям применения, т.е становится ниже 26 С.

При уясличении содержания парафина в тампонажном растворе выше

30 вес.1 раствор теряет текучесть при температуре ниже температурь| плавления парафина, Дополнительным требованием к про" центному весовому содержанию парафина в углеводородной жидкости тампонажного раствора, например, сырой нефти или нефти после отгонки легких фракций неизбежно содержащей асфальто-смолистые вещества, является соотношение содержания парафина к асфальто-смолистым веществам более 7.

Известно, что асфальто-смолистые вещества адсорбируются на поверхности кристаллов парафина, задерживая процессы кристаллизации, препятствуют с бразованию прочной структурной сетки и значительно снижают температуру застывания углеводородной жидкости после ее нагрева.

Снижение содержания в тампонажном растворе асфальто-смолистых веществ повышает прочность структурной сетки кристаллизующегocR парафина

9129

Вязкость динамическая при 40 С СП

Содержание парафина, о

Плотность, кг/м

Температура

Содержание утяжелителя барита,k

Проба

11 застывания, 0С

134

961

10

142

1232

10

148

1538

1538

153

20

30

1533

20

38 при 50 С

1528

162

1844

20

189

2151

20 и снижает текучесть раствора при его застывании.

При соотношении содержания парафина к асфальто-смолистым веществам в тампонажном растворе более последние из-за малого их количества не могут препятствовать образованию прочной структуры в виде мелких монокристаллов парафина.

Требованиям соответствующим усло> виям применения отвечает тампонажный раствор с минеральным утяжелителем, например, флотационным баритом или двуокисью титана крупностью

0,1 мкм на основе Ярегской нефти,тем-.ls пература начала кипения которой

200-220 С и в который введено дополнительно от 20 до 30 вес.1 парафина.

Как видно из таблицы, при увеличении концентрации утяжелителя — флотационного барита до 203 и выше при любом содержании парафина плотность

45 раствора становится больше 1, Одновременно возрастает его вязкость.

При концентрации парафина в тампонажном растворе 204 и выше температура застывания раствора после его наг рева до температуры выше 90 С стано6 вится более 30 С при практически неизменной вязкости раствора.

При дальнейшем повышении концентрации парафина в растворе температура его застывания повышается, однако при концентрации утяжелителя выше

20 :;. и парафина более 304 раствор те14 8

Тампонажный раствор приготавливают путем обработки смеси навесок нефти, парафина и утяжелителя ультразвуком частотой 44 кГц в течение

5 мин. на установке УЗДН-1.

Устойчивость таких растворов во времени проверяют на растворе с концентрацией флотационного барита 20 и содержанием в нефти парафина 301.

Заметного расслоения раствора не наблюдается в течение года.

Данные о плотности, вязкости и температуре застывания тампонажногп раствора после его нагрева до температуры выше температуры плавления парафина и последующего охлаждсчия, приготовленного на основе Ярегскап нефти приведены в таблице. ряет текучесть в ненагретом состоянии . Аналогичная ка рти на наблюдае т ся при концентрации утяжелителя выше

301 и парафина богее 303.

Пример. При добыче нефти шахтным способом из горных выработок в нефтеносном пласте бурят восходящие скважины. Оборудуют их колонной перфорированны обсадных труб (или только кондуктором) и колонной лифтовых труб. Затрубное пространство между колонной обсадных труб и нефтеносным пластом у устья скважины цементируют. Заполняют затрубное пространство между колоннами обсадных и лифтовых труб до уровня выше перфораци нных оТверстий обсадной колонны пр д; а, 912914

10 мым герметизирующим и теплоизолирующим тампонажным раствором. После этого для нагрева нефтеносного пласта в скважину по лифтовым трубам эакачивают теплоноситель с высокой 5 температурой. При этом горные выработки вентилируют, причем температура в горных выработках по правилам техники безопасности и санитарным нормам не должна превышать 28 С. Ука- 1О занный тампонажный раствор, имея низкую теплопроводность, снижает теплопроводный нагрев цементного кольца и предотвращает его разрушение от температурных напряжений. По мере 15 нагрева тампонажного раствора B скважине повышается его текучесть за счет плавления содержащегося в нем парафина, Вследствие этого, под давлением теплоносителя s скважине раствор выдавливается через перфорационные отверстия обсадной колонны в грещиноватые зоны пласта и течет по направлению к устью скважины и к горной выработке, так как давление в пласте непосредственно у горных выработок значительно ниже. Стенки горных выработок также имеют более низкую температуру, практически равную температуре вентиляционной струи, не превышающей 26 С. Поэтому, дви-cBRcb к горным выработкам, тампонажный раствор охлаждается, что уменьшает его текучесть за счет кристаллиэации парафина в растворе и образования прочной структуры. Высокая плотность раствора не позволяет теплоносителю и пластовой воде препятствовать продвижению раствора к устью скважины и последний "запечатывает" пласт,надежно герметизируя и теплоизолируя затрубное пространство у устья скважины. При этом снижается теплопровод" ный нагрев пласта у скважины и грифонообраэование, прорывы теплоносителя и газа в горные выработки, что обеспечивает сохранение удовлетворительного температурного и газового состояния шахтной атмосферы, без чего невозможна нормальная эксплуатация шахты.

Использование этого тампонажного

Тампонажный раствор для изоляции скважин, содержащий углеводород20 ную жидкость и минеральный утяжелитель, отличающийся тем, что, с целью повышения герметиэирующих и теплоизолирующих свойств раствора для изоляции восходящих сква25 жин, он дополнительно содержит парафин с длиной углеводородной цепи

С >-С4з, при следующем соотношении ингредиентов, вес. 4:

Углеводородная

30 жидкость 50 70

Минеральный утяжелитель

Парафин с длиной углеводородной цепи С22 С42 20 30

2. Раствор по и, 1, о т л и ч а юшийся тем, что в качестве углеводородной жидкости он содержит высоковязкую сырую нефть или нефть после отгона легких фракций.

3. Раствор по и. 1, отличаюд и и с я тем, что в качестве минерального утяжелителя он содержит двуокись титана или флотационный барит с размером частиц 0,05-0,1 мкм.

10= 38

ВНИИПИ Заказ 1354/43 Тираж 624 Подписное

Филиал ППП "Патент", г. Ужгород, ул. Проектная, 4 раствора позволяет снизить теплогазовыделения в шахтную атмосферу и улучшить санитарно-гигиенические условия труда в шахте, обеспечивает резкое снижение затрат на ее вентиляцию и снижение затрат теплоносителя для добычи нефти.

Химический и фазовый состав тампонажного раствора обеспечивает также применение широкого диапазона известных утяжелителей для его приготовления без снижения устойчивости к расслоению и герметиэирующих и теплоизолирующих качеств, т.е. позволяет значительно расширить область его применения.

Формула изобретения

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

I. Патент ClUA 11" 3719601, кл. 252-62, опублик. 12.03.73.

2. Патент США N 2899026, кл. 166-302, опублик. 03.07 ° 75 °

Авторское свидетельство СССР

11 2404093, кл. Е 2i В 33/138, 09.09 76.