SU912914A1 - Тампонажный раствор дл изол ции скважин - Google Patents

Description

Изобретение относитс  к добычи нефти шахтным способом с использованием тепла, а именно к тампонажным растворам дл герметизации затрубного пространства скважин. Известен тампонажный раствор дл  герметизации пространства между колоннами обсадных и лифтовых труб в скважинах,содержащих жидкие углеводо роды загущенные силикатом магни .Концентраци  силиката магни  в углеводоро ной жидкости 1-10 по весу.Плотност такого тампонажного раствора не превышает 1017 . Недостатком этого раствора  вл ет с  то, что его плотность меньше плот ности пластовой воды. В результате этого его применение дл  герметизаци затрубного пространства восход щих скважин огранич1.но, так как в этом случае пластова  вода перемещаетс  к устью скважины, вытесн   герметизирующий тлмпомижнь1й раств)р от Ксть  скважины и наруша  теплоизол цию скважины. Известен тампонажный раствор дл  герметизации затрубного пространства скважин, представл ющий собой суспензию на основе углеводородной жидкости , содержащую минеральный ут желитель . В качестве ут желител  суспензи  содержит сверхтонкоизмельченный кремнезем с размером частиц менее 0,1 мкм. Количество кремнезема в суспензии 13-20 г/л. Плотность тампонажного раствора 988 кг/м L2j. Недостатком этого раствора  вл етс  его мала  плотность. Раствор не обеспечивает герметизацию затрубного пространства восход щих скважин изза его вытеснени  водой от усть  скважины, как менее плотного. Известен также тампонажный раствор , содержащий углеводородную жидкость и минеральный ут желитель, в котором в качестве ут желител  ис пользуют двуокись титана. Причем

39

компоненты вз ты в следующем соотис шении, 8ес,%;

Углеводородна  жидкость60-80 Ут желитель (двуокись титана) 20-tO Этот тампонажный раствор имеет достаточно высокую плотность от 1075 до кг/м и низкую теплопроводность пор дка 0,282 Вт(м к) 3

Этот раствор ж,«ет служить дл  герметизации затрубного пространства меиду колоннами обсадных и лифтовых труб, однако он не пригоден дл  герметизации затрубного пространства между колоннами обсадных труб и нефтеносным пластом в восход щих скважинах , особенно в которые подают теплоноситель с высокой температурой, а также трещин нефтеносного пласта око ло усть  скважины, т.е. не предотвращает грифонообразовани , прорывы пар и легких углеводородов у усть  скважины . Это св зано с тем, что этот тампонажный раствор хороню течет по затрубному пространству и тоещинам в пласте и вытекает у усть  восход щей скважины в горную выработку, из которой пробурена скважина,

Цель изобретени  - повы1: енио герметизирующих и теплоизог,ируЮ1ци)-: свойств тампонажного раствора дл  изол ции восход щих скважин.

Поставленна  цель достигаетс  тем что раствор доИолнительно содержит парафин с длиной углеводородной це22 4i НИИ ингредиентов J вес.:

Углеводородна  жид-

кость

М и н е р а л ь и ы и у т   же литель10 30

Парафин с длиной

углеводородной цепи Со2 .0-30

В качестве углеводородной жидкос ти раствор содержит высоков зкую сырую нефть или нефть после отгона легких фракций,

В качестве ут желител  раствор со держит двуокись Титана или 1.Ьлотацион ный барит с размером частиц 0,05 О,1 мкм.

Причем отношение содержани  парафина к содержанию практ.Гчески неиз бежных примесей асфальто смолистых .веществ в углеводородной жидкости составл ет более 7К соответствии с технологическими услови ми применени  к тампонажному раствору предъ вл ютс  дополнительные требовани : раствор не должен ухудшать свои свойства под действием высоких температур, температура начала кипени  раствора должна быть больше температуры теплоносител , закачиваемого в нефтеносный пласт; температура застывани  раствора должна быть выше 2б С, что необходимо дл  предотвращени  его вытекани  из пласта в горную выработку; раствор должен быть текучим при температуре ниже температуры плавлени  параг)ина, т.е. ниже i С, раствор должен сохран ть устойчивость (не расслаиватьс ) в течение всего цикла закачки теплоносител  в нефтеносный пласт.

В с тем, что восход щие скважины эксплуатируютс  из подземных выработок раствор не должен быть токсичным.

Основой тампонажного раствора  вл етс  углеводородна  жидкость с практически неизбежными примес ми асфальто-смолистых веществ, котора  не должна содержать легких фракций, вьгкипающих при температуре равной температуре теплоносител , закачиваемого в нефтеносный пласт.

Как правило, такой жидкостью- может спужитгз сама сыра  нефть высокой в зкости и люба  друга  нефть после отгонки легких фракций, если последние в ней содержатс .

Низка  теплопроводность углеводородной жидкости около 0,139 Вт(м-к) придает тампонажному раствору теплои .3 ОЛИ р у ющ и е свойства.

Теплопроводность нефти почти в 7 раз меньше теп.попроводности цементов ,равной около 0,93 Вт(м-К). Традиционно примен емых дл  герметизации .Затрубного пространства скважин.

Повышение процентного содержани  углеводородной жидкости по отношению к ут желителю в предлагаемом тампо -;ажном растворе снижает теплопроводность тампонажного раствора и повышает его теплоизолирующие свойства.

Второй компонент тампонажного раствора - ут желитель служит дл  поОо1шени  плотности раствора до требующейс  в зависимости от технологических нужд. Так дл  герметизации затрубчого п-ространства в восход щих, с ва нинах плотность тампонажного 5 раствора должна быть больше плотности теплоносител  и пластовой воды. В качестве ут желител  могут быть различные минеральные наполнители, обла дающие следующими свойствами: высоко плотностью, обеспечивающей возможность приготовлени  тампонажного раствора с плотностью больше плотнос ти пластовой жидкости и теплоносител  при сохранении текучести; гидрофобностью поверхности частиц, необходимой дл  наибольшего сродства с углеводородной жидкостью, повышающей устойчивость тампонажного раствора, полное отсутствие  влений гидролиза при контакте с теплоносителем - паром , водой или водными растворами любых реагентов. В качестве ут желителей, обладающих указанными свойствами могут служить двуокись титана и флотационный барит. Плотность двуокиси рутильной формы 4260 кг/м, а анатазной кг/м . Плотность флотационного барита QOQ кг/м. Основными требовани ми предъ вл е мыми к качеству ут желителей дл  при готовлени  тампонажного раствора  вл етс  их крупность не более 0,05 0,1 мкм. Увеличение процентного содержани  ут желител  в тампонажном растворе не значительно повышает его теплопроводность , а вместе с этим значительно повышает его плотность и гер метизирующие свойства. Так процентное содержание, например , б-арита в пределах 10-30 в угле водородной жидкости повышает теплопроводность тампонажного раствора до 0,282 Вт(м- к), т.е. весьма незна чительно, а плотность раствора повы шает до 1 844 кг/м . Третьим основным компонентом тампонажного раствора  вл ютс  твердые углеводороды,например тугоплавкий пар фин , состо щий из углеводородов с содер нием углеродов от Известно что температура плавлени  такого па рафина нормального строени  находит с  в пределах от 4Ц,Ц°С до 85,2 С, плотность колеблетс  с 791 до 820 кг/м, т.е. близка к плотности углеводородной жидкости, а теплопроводность равна около 0,27 Вт(мК). Парафин в углеводородной жидкости при температуре ниже температуры его плавлени  находитс  в виде отдельных 6 кристалликов. Однако при температуре выше температуры плавлени  парафина углеводородна  жидкость раствор ет парафин и представл ет собой гомогенную ньютоновскую жидкость. Увеличение процентного содержани  парафина в углеводородной жидкости тампонажного раствора практически не вли ет на его теплопроводность и плотность, но повышает прочность образующейс  структурной сетки при кристаллизации парафина и повышает устойчивость тампонажного раствора при любой температуре. Это объ сн етс  тем, что расплавленный парафин при понижении температуры раствора адсорбируетс  на частицах ут желител , которые  вл ютс  как бы центрами его кристаллизации и непосредственно контактируют с углеводородной жидкостью, име  наибольшее сродство с ней, чем ут желитель. Это позвол ет значительно расширить диапазон использовани  ут желителей дл  получени  не рг;сслаивающихс  тампонажных растворов. При содержании парафина в тампонажном растворе ниже 20 вес.% температура застывани  исходного раствора , после его нагрева, ниже допустимой по услови м применени , т.е. становитс  ниже 2б С. При увеличении содержани  парафина в тампонажном растворе выше 30 вес. раствор тер ет текучесть при температуре ниже температурь плавлени  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,  вл етс  соотношение содержани  парафина к асфальто-смолистым веществам более 1. Известно, что асфальто-смолистые вещества адсорбируютс  на поверхности кристаллов парафина, задержива  процессы кристаллизации, преп тствуют образованию проч-ной структурной сетки и значительно снижают температуру застывани  углеводородной жидкости после ее нагрева. Снижение содержани  в тампонажном растворе асфальто-смолистых веществ повышает прочность структурной сетки кристаллизующегос  парафина

и снижает текучесть раствора при его застывании.

При соотношении содержани  парафина к асфальто-смолистым веществам в тампонажном растворе более 7 последние из-за малого их количества не могут преп тствовать образованию прочной структуры в виде мелких монокристаллов парафина.

Требовани м соответствующим уелоВИЯМ применени  отвечает тампонажный раствор с минеральным ут желителем , например, флотационным баритом или двуокисью титана крупностью 0,1 мкм на основе Ярегской нефти,температура начала кипени  которой 200-220 С и в который введено дополнительно от 20 до 30 весД парафине..

Тампонажный раствор приготавливают путем обработки смеси навесок нефти, парафина и ут желител  ультразвуком частотой кГц в течение 5 мин. на установке УЗДН-1.

Устойчивость таких растворов во времени провер ют на растворе с ко центрацией флотационного барита 20 и содержанием в нефти парафина 30. Заметного расслоени  раствора не наблюдаетс  в течение года.

Данные о плотности, в зкости и температуре застывани  тампонажного раствора после его нагрева до температуры выше температуры ппавлени  парафина и последующего охлаждени , приготовленного на основе Ярегскап eфти приведены в таблице.

Как видно из таблицы, при увеличении концентрации ут желител  - флотационного барита до 20% и выше при любом содержании парафина плотность раствора становитс  больше 1, Одновременно возрастает его в зкость.

При концентрации парафина в тампонажном растворе 20% и выше Т(2мпература Застывани  раствора после его наг рева до температуры выше 90°С становитс  более 30 С при практически неизменной в зкости раствора.

При дальнейшем повышении концентрации парафина в растворе температура его застывани  повышаетс , однако при концентрации ут желител  выше и парафина более 30 раствор текучесть в ненагретом состо нии . Аналогична  картина наблюдаетс  при концентрации ут желител  выше 30 и парафина более 30%.

Пример. При добыче нефти шахтным способом из горных выработок в нефтеносном пласте бур т восход щие скважины. Оборудуют их колонной перфорированных обсадных труб (или только кондуктором) и колонной лифтовых труб. Затрубное пространство между колонной обсадных труб и нефтеносным пластом у усть  скважины цементируют. Заполн ют затрубное пространство между колоннами обсадных и лифтовых труб до уровн  выше перфорационных отверстий обсадной колонны продпа ,i