состав для ремонта скважин
| Классы МПК: | C09K8/42 составы для цементирования, например для цементирования обсадных труб буровых скважин; составы для закупоривания, например для глушения скважин | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Автор(ы): | Баканов Юрий Иванович (RU) , Колесниченко Владимир Петрович (RU) , Гераськин Вадим Георгиевич (RU) , Захаров Андрей Александрович (RU) , Никитин Михаил Михайлович (RU) , Жиденко Виктор Петрович (RU) , Шелемей Вячеслав Семенович (RU) , Енгибарян Аркадий Арменович (RU) , Костенко Евгений Михайлович (RU) , Криворучко Павел Евгеньевич (RU) , Глухов Алексей Александрович (RU) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Патентообладатель(и): | ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «КУБАНЬГАЗПРОМ» (RU) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Приоритеты: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Водный 5%-ный раствор | |
| поливинилового спирта марки 18/11 | 35-40 |
| Водно-солевая суспензия | 60-65 |
при этом водно-солевая суспензия содержит водный 40%-ный раствор хлорида кальция, силикат натрия, хлорид натрия и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Водный 40%-ный раствор хлорида кальция | 35 |
| Силикат натрия | 33 |
| Хлорид натрия | 16 |
| Вода | 16 |
Описание изобретения к патенту
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для ликвидации межколонных и заколонных перетоков в скважинах.
Известен состав, представляющий собой солярно-бентонитовую или конденсато-бентонитовую смесь для ликвидации межколонных и заколонных перетоков газа (Ремонт газовых скважин. Ю.М.Басарыгин и др., М.: Недра, 1998 г. с.121-131) [1].
Недостатком известного состава является его неоднородность и низкая стабильность, выражающаяся в выпадении в осадок бентонитовой глины даже при добавлении в состав поверхностно-активных веществ.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому составу для ремонта скважин является состав. содержащий порошкообразную бентонитовую глину (50% масс.), неионогенное поверхностно-активное вещество (фосфолипидный концентрат ФЛК) 47% масс. и активированный уголь 3,0% масс. Состав закачивают в зону дефекта в жидком и горячем состоянии (расплав) при температуре 85°С (2) (Патент РФ №2213843, кл. Е21В 33/138, опубл. 2003 г.) [2].
Недостатками известного состава является низкая его эффективность из-за короткого срока действия, необходимости приготовления на устье скважины расплава перед закачкой в скважину, узкого рабочего диапазона применения.
Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности ремонтного состава.
Сущность настоящего изобретения заключается в том, что известный состав для ремонта скважин, содержащий поверхностно-активное вещество, согласно изобретению, дополнительно содержит водно-солевую суспензию, а в качестве поверхностно-активного вещества — поливиниловый спирт марки 18/11 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Водный 5%-ный раствор | |
| поливинилового спирта марки 18/11 | 35-40 |
| Водно-солевая суспензия | 60-65 |
при этом водно-солевая суспензия содержит водный 40%-ный раствор хлорида кальция, силикат натрия, хлорид натрия и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Водный 40%-ный раствор хлорида кальция | 35 |
| Силикат натрия | 33 |
| Хлорид натрия | 16 |
| Вода | 16 |
Поливиниловый спирт марки 18/11 выпускается по ГОСТ 10779-78 и применяется в технике при производстве синтетических волокон, в полиграфии в качестве связующих и пропиточных материалов, как эмульгатор, нетоксичен. Растворим в горячей воде и нерастворим в органических растворителях.
Хлорид кальция выпускается по ТУ 6-09-5077-83. Силикат натрия («жидкое стекло») выпускается по ГОСТ 13079-93. Хлорид натрия выпускается по ТУ 2152-067-00209527-98. Авторами экспериментальным путем установлено, что при смешении горячего (60-70°С) водного раствора поливинилового спирта марки 18/11 с раствором, содержащим хлорид натрия и силикат кальция, образуется объемная резиноподобная масса. Образование по реакции между силикатом натрия и хлоридом кальция и наличие в системе нерастворимого силиката кальция в момент образования резиноподобной массы улучшает условия ремонта, образуется нерастворимый в воде силикат кальция, является твердым наполнителем, позволяет увеличить прочность и объем ремонтного состава.
Компонентный состав водно-солевой суспензии выбран оптимально с точки зрения содержания в ней растворимых солей и твердых частиц силиката кальция при сохранении прокачиваемости состава.
Результаты лабораторных исследований по выбору оптимального соотношения реагирующих компонентов представлены в таблице.
| Таблица | |||
| № примера | Соотношение компонентов, мас.% | Характеристика состава | |
| Водный 5%-ный раствор поливинилового спирта марки 18/11 | Вводно-солевая суспензия | ||
| 1. | 30 | 70 | Отдельные комочки резиноподобной массы с частичным захватом твердой фазы |
| 2. | 35 | 65 | Объемная резиноподобная масса с высокой степенью захвата твердой фаза |
| 3. | 38 | 62 | Объемная резиноподобная масса с высокой степенью захвата твердой фаза |
| 4. | 40 | 60 | Объемная резиноподобная масса с высокой степенью захвата твердой фаза |
| 5. | 45 | 55 | Загустевающая, но нетвердеющая жидкость |
Как видно из приведенных данных, указанное соотношение компонентов (примеры 2-4) является оптимальным с точки зрения получения объемной резиноподобной массы и высокого содержания в ней твердой фазы-силиката кальция.
Количество закачиваемых реагентов определяется параметрами скважины и технологическими параметрами проведения ремонтных работ.
Заявляемый состав по сравнению с составом прототипа позволяет значительно повысить эффективность состава при проведении ремонтных работ на скважинах.
Источник
Выбор вида и состава жидкости для ремонта скважин
Основные жидкости, используемые для КРС и заканчивания скважин обычно подвергают обработке для придания им стабильности и способности не загрязнять продуктивный пласт (вводят KCl, реагенты стабилизаторы). Их загущяют биополимерами или гидроксиэтил целлюлозой, которые очень мало загрязняют продуктивный пласт. Вводят ПАВ для регулирования характера смачиваемости поверхности породы.
Жидкости для КРС должны быть тщательно отфильтрованы для того, чтобы они не загрязняли продуктивный пласт.
Факторы, которые учитываются при выборе жидкости для КРС:
а) Поддержание нормального состояния ствола скважины;
— величина пластового давления;
— размещение в заданном интервале;
— вынос твёрдых частиц при циркуляции;
б) Загрязнение продуктивного пласта.
— проникновение в пласт твёрдых частиц или перемещение твёрдых частиц в поровых каналах;
— взаимодействие с частицами глинистых минералов;
— изменение относительной проницаемости;
— изменение характера смачиваемости породы;
— выпадение твёрдых продуктов;
в) Стабильность, поддержание заданных свойств.
— влияние химического и бактериологического факторов;
г) Наличие (доступность)
— количество или качество;
— транспортировка, хранение, способы работы с жидкостью;
— обработка и хранение для повторного использования;
— влияние на окружающую среду, токсичность.
Приведем пример расчёта
1 Определяем массу воздушной фазы.
Производительность компрессора УКП-80 равна 8м 3 /мин или 0,133 м 3 /с. Плотность воздуха при нормальных условиях составляет 1,29 кг/м 3 .
Тогда:
М2 = 0,133·1,29 = 0,172 кг/с
2. Определяем отношение масс:
3. Определяем массу жидкой фазы
Принимаем расход воды для аэрации 3 м3/10 мин = 0,005м 3 /с;
плотность жидкой фазы с твёрдыми добавками – p = 1100 кг/м 3
4. Предельная величина растворимости воздуха в воде находится
приближённо. Известно, что максимальная растворимость природного газа
в 1 м3 воды при забойном давлении Р = 350 кгс/см 2 и температуре t =
120 о С составляет 4 м 3 /м 3 . Эту величину и следует принять, хотя раствори-
мость воздуха значительно ниже. Объём воды плотностью 1000 кг/м3 бе-
рётся при температуре t = 15ºС и давлении 1 кгс/см 2 . Масса данного кило-
моля воздуха равна 29 кг/кмоль. Следовательно
5. Находим мольную долю водяного пара в забойных условиях. По
формуле Осборна-Майерса давление насыщенных паров принято 1 кгс/см2
имеем
6 Рассчитываем концентрацию воды в газовой фазе.
7 Плотность газовой фазы в забойных условиях определяется при-
ближённо как отношение массы одного киломоля воздуха к мольному объ-
ёму воздуха, равному 0,2 м 3 /кмоль.
8 Определяем величину 
9 Рассчитываем плотность аэрированной суспензии при давлении
350 кгс/см 2 и температуре 120ºС.
Дата добавления: 2019-03-09 ; просмотров: 164 ; Мы поможем в написании вашей работы!
Источник
Тампонажные составы для РИР
В научно-образовательном центре «Промысловая химия» при РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в лаборатории технологических жидкостей для бурения и ремонта скважин были разработаны тампонажные составы на основе микроцемента, магнезиального цемента и синтетических смол для ремонтно-изоляционных работ на скважинах. Проведены исследования разработанных материалов. Произведена оценка проникающей способности тампонажных составов.
Высокий процент обводненности скважин на сегодняшний день является одной из основных проблем нефтегазовой отрасли. Основными техническими причинами обводнения могут быть: негерметичность и дефекты эксплуатационной колонны, нарушение герметичности заколонного пространства, межпластовые перетоки, поступление на забой подошвенной воды и другие причины. Зачастую возникновение негерметичности эксплуатационных колонн связано с качеством первичного цементирования, однако значительную роль играют и условия эксплуатации самих скважин. Для решения данных проблем необходимо своевременное проведение ремонтно-изоляционных работ.
Ремонтно-изоляционные работы (РИР) – это совокупность мероприятий по перекрытию путей проникновения воды в скважину, изоляции обводненных пластов и ликвидации заколонных перетоков. Такие работы достаточно трудоемки и требуют тщательного подбора закачиваемого изолирующего состава.
Главное требование к технологии РИР – обеспечение закачки рабочих растворов изоляционного состава в скважину и их прокачивание в необходимый интервал. В настоящее время все изолирующие материалы для проведения ремонтно-изоляционных работ на скважинах по механизму действия можно разделить на 5 больших групп [1]:
1. отверждающиеся составы;
2. гелеобразующие составы;
3. пенные и эмульсионные составы;
4. осадкообразующие материалы;
5. комбинированные материалы.
Твердеющие (отверждающиеся) составы – наиболее обширная группа материалов для РИР. Составы готовят на основе неорганических веществ (различные цементы, силикатные растворы), органических веществ (синтетические смолы и кремнийорганические соединения) или их комбинаций (полимерцементные составы).
Успешность ремонтно-изоляционных работ на нефтяных и газовых скважинах зачастую зависит от качества используемых тампонажных материалов.
Поэтому к составам предъявляют ряд требований, в зависимости от условий и вида работ на скважине:
— высокая проникающая способность;
— хорошие реологические свойства;
— регулируемое время загустевания;
— устойчивость тампонажного камня к нагрузкам;
— отсутствие усадки и другие требования.
Более подробно стоит остановиться на проникающей способности тампонажных растворов в условиях пласта.
Проникающая способность тампонажных составов
Поровое пространство горных пород определяется химическим составом, гранулометрическим составом и формой частиц, слагающих породу и другими показателями [2].
По размеру пор все поровые каналы пластов можно разделить на:
1. сверхкапиллярные – размеры пор более 0,5 мм (> 5мкм);
2. капиллярные – размеры пор от 0,5 до 0,0002 мм (5–0,2 мкм);
3. субкапиллярные – размеры пор менее 0,0002 мм ( Авторы:
Источник