Тампонажный раствор для изоляции скважин Советский патент 1982 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к добычи нефти шахтным способом с использованием тепла, а именно к тампонажным растворам длягерметизации затрубного пространства скважин. Известен тампонажный раствор для герметизации пространства между колоннами обсадных и лифтовых труб в скважинах,содержащих жидкие углеводо роды загущенные силикатом магния.Концентрация силиката магния в углеводоро ной жидкости 1-10 по весу.Плотност такого тампонажного раствора не превышает 1017 . Недостатком этого раствора являет ся то, что его плотность меньше плот ности пластовой воды. В результате этого его применение для герметизаци затрубного пространства восходящих скважин огранич1.но, так как в этом случае пластовая вода перемещается к устью скважины, вытесняя герметизирующий тлмпомижнь1й раств)р от Кстья скважины и нарушая теплоизоляцию скважины. Известен тампонажный раствор для герметизации затрубного пространства скважин, представляющий собой суспензию на основе углеводородной жидкости, содержащую минеральный утяжелитель. В качестве утяжелителя суспензия 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 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 ис пользуют двуокись титана. Причем

39

компоненты взяты в следующем соотис шении, 8ес,%;

Углеводородная жидкость60-80Утяжелитель (двуокись титана) 20-tO Этот тампонажный раствор имеет достаточно высокую плотность от 1075 до кг/м и низкую теплопроводность порядка 0,282 Вт(м к) 3

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

Цель изобретения - повы1: енио герметизирующих и теплоизог,ируЮ1ци)-: свойств тампонажного раствора для изоляции восходящих скважин.

Поставленная цель достигается тем что раствор доИолнительно содержит парафин с длиной углеводородной це22 4iНИИ ингредиентов J вес.:

Углеводородная жид-

кость

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

Парафин с длиной

углеводородной цепи Со2 .0-30

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

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

Причем отношение содержания парафина к содержанию практ.Гчески неиз бежных примесей асфальто смолистых .веществ в углеводородной жидкости составляет более 7К соответствии с технологическими условиями применения к тампонажному раствору предъявляются дополнительные требования: раствор не должен ухудшать свои свойства под действием высоких температур, температура начала кипения раствора должна быть больше температуры теплоносителя, закачиваемого в нефтеносный пласт; температура застывания раствора должна быть выше 2б С, что необходимо для предотвращения его вытекания из пласта в горную выработку; раствор должен быть текучим при температуре ниже температуры плавления параг)ина, т.е. ниже i С, раствор должен сохранять устойчивость (не расслаиваться) в течение всего цикла закачки теплоносителя в нефтеносный пласт.

В с тем, что восходящие скважины эксплуатируются из подземных выработок раствор не должен быть токсичным.

Основой тампонажного раствора является углеводородная жидкость с практически неизбежными примесями асфальто-смолистых веществ, которая не должна содержать легких фракций, вьгкипающих при температуре равной температуре теплоносителя, закачиваемого в нефтеносный пласт.

Как правило, такой жидкостью- может спужитгз сама сырая нефть высокой вязкости и любая другая нефть после отгонки легких фракций, если последние в ней содержатся.

Низкая 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 применяемых для герметизации .Затрубного пространства скважин.

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

Второй компонент тампонажного раствора - утяжелитель служит для поОо1шения плотности раствора до требующейся в зависимости от технологических нужд. Так для герметизации затрубчого п-ространства в восходящих, с ва нинах плотность тампонажного 5 раствора должна быть больше плотности теплоносителя и пластовой воды. В качестве утяжелителя могут быть различные минеральные наполнители, обла дающие следующими свойствами: высоко плотностью, обеспечивающей возможность приготовления тампонажного раствора с плотностью больше плотнос ти пластовой жидкости и теплоносителя при сохранении текучести; гидрофобностью поверхности частиц, необходимой для наибольшего сродства с углеводородной жидкостью, повышающей устойчивость тампонажного раствора, полное отсутствие явлений гидролиза при контакте с теплоносителем - паром, водой или водными растворами любых реагентов. В качестве утяжелителей, 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 требованиями предъявляе мыми к качеству утяжелителей для при готовления тампонажного раствора является их крупность не более 0,05 0,1 мкм. Увеличение процентного содержания утяжелителя 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 являются твердые углеводороды,например тугоплавкий пар фин , состоящий из углеводородов с содер нием углеродов от Известно что температура плавления такого па рафина нормального строения находит ся в пределах от 4Ц,Ц°С до 85,2 С, плотность колеблется 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 плавления находится в виде отдельных 6 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 рг;сслаивающихся тампонажных растворов. При содержании парафина в тампонажном растворе ниже 20 вес.% температура застывания исходного раствора, после его нагрева, ниже допустимой по условиям применения, т.е. становится ниже 2б С. При увеличении содержания парафина в тампонажном растворе выше 30 вес. 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 1. Известно, что асфальто-смолистые вещества адсорбируются на поверхности кристаллов парафина, задерживая процессы кристаллизации, препятствуют образованию проч-ной структурной сетки и значительно снижают температуру застывания углеводородной жидкости после ее нагрева. Снижение содержания в тампонажном растворе асфальто-смолистых веществ повышает прочность структурной сетки кристаллизующегося парафина

и снижает текучесть раствора при его застывании.

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

Требованиям соответствующим уелоВИЯМ применения отвечает тампонажный раствор с минеральным утяжелителем, например, флотационным баритом или двуокисью титана крупностью 0,1 мкм на основе Ярегской нефти,температура начала кипения 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 утяжелителя ультразвуком частотой кГц в течение 5 мин. на установке УЗДН-1.

Устойчивость таких растворов во времени проверяют на растворе с ко центрацией флотационного барита 20 и содержанием в нефти парафина 30. Заметного расслоения раствора не наблюдается в течение года.

Данные о плотности, вязкости и температуре застывания тампонажного раствора после его нагрева до температуры выше температуры ппавления парафина и последующего охлаждения, приготовленного на основе Ярегскап eфти приведены в таблице.

Как видно из таблицы, при увеличении концентрации утяжелителя - флотационного барита до 20% и выше при любом содержании парафина плотность раствора становится больше 1, Одновременно возрастает его вязкость.

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

При дальнейшем повышении концентрации парафина в растворе температура его застывания повышается, однако при концентрации утяжелителя выше и парафина более 30 раствор текучесть в ненагретом состоянии. Аналогичная картина наблюдается при концентрации утяжелителя выше 30 и парафина более 30%.

Пример. При добыче нефти шахтным способом из горных выработок в нефтеносном пласте бурят восходящие скважины. Оборудуют их колонной перфорированных 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 перфорационных отверстий обсадной колонны продпа ,i