26 Мар

ВЯЗКО-ПЛАСТИЧНЫЕ СИСТЕМЫ ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН




Номер части:
Оглавление
Содержание
Журнал
Выходные данные


Науки и перечень статей вошедших в журнал:

В настоящее время преобладающим методом крепления обсадных труб в скважине является метод тампонирования скважины цементным раствором.

Крепление скважин с помощью цементных тампонажных растворов имеет ряд недостатков: отсутствие доступа к стволу скважины; сложность при проведении работ по ликвидации межколонных перетоков; невозможность извлечения обсадных труб после выхода их из строя или после выполнения ими своих функций; коррозия обсадных труб с течением времени.

Однако, известны тампонажные системы для крепления скважин, которые позволяют устранить недостатки крепления скважин с помощью цементных растворов.

Известны нетвердеющие вязко-пластичные тампонажные смеси для крепления скважин.

Крепление скважин нетвердеющим тампонажным раствором представляет собой процесс заполнения затрубного пространства обсадной колонны вязко-пластичной жидкостью, способной загустевать в покое и превращаться в пластичную структуру с определенной прочностью и практически непроницаемый эластичный гель, а при приложении некоторой нагрузки раствор восстанавливает исходную текучесть с последующей возможностью извлечения обсадных труб из скважины [1].

Вязко-пластичный тампонажный раствор представляет собой глинонефтеэмульсионную смесь, основными компонентами которого являются глина, вода, углеводородная жидкость, различные соли  и дополнительные химические реагенты [2].

Применение вязко-пластичных тампонажных смесей дает возможность извлечения обсадных труб из скважины; облегчает ликвидацию межпластовых перетоков и снизить коррозионной разрушение обсадных труб, что позволит значительно снизить экономические затраты на строительство скважины и ремонтные работы при ее эксплуатации.

Основные требования которые предъявляются к вязко-пластичным системам для крепления скважин это:

  • Способность приобретать при контакте с породами и пластовыми флюидами расчетное значение прочности структуры, причем максимальное значение СНС должно выдерживаться без изменения в течение длительного времени;
  • Предотвратить обвал неустойчивых пород;
  • Обеспечить разобщение вскрытых скважиной пластов;
  • Предотвращать коррозию обсадных труб.

Цель данной работы заключается в разработке вязко-пластичных систем для крепления скважин.

В данной работе были подобраны различные композиции вязко-пластичных систем.

Измерение реологических параметров растворов проводились с помощью ротационного вискозиметра марки OFITE MODEL 900. На рисунке 1 показаны результаты исследований изменения величины СНС во времени. Самые высокие значения СНС показали смеси №2, №5.

Как показывает анализ полученных результатов можно сделать вывод, что стабилизатором системы выступает глинопорошок, также на стабильность системы положительное влияние оказывает ПАВ и минеральные соли. ПАВ способствует созданию агрегативно устойчивой системы.

В таблице 1 представлены результаты исследований изменения величины СНС при различных температурах. Исходя из полученных результатов можно судить, что наилучшие свойства имеют составы под номерами 4, 5, 6. Минеральные соли способствуют термостойкости системы в условиях отрицательных температур и дают возможность применения вязко-пластичных систем для крепления скважин в условиях вечной мерзлоты.

Рисунок 1. — Изменение величины статического напряжения сдвига по времени различных композиций вязко-пластичных систем

Таблица 1 — Изменение статического напряжения сдвига различных композиций вязко-пластичных систем для крепления скважин

Номер смеси Статическое напряжение сдвига при различных температурах, Па
30˚С 20˚С 0˚С -3˚С -9˚С -20˚С -30˚С
1 6700 6750 6900 6500 замерзла
2 12700 12800

12950

замерзла

4 4200 4200 4200 4300 замерзла
6 2260 2260 2600 2600 4050 5320 14285
8 1300 1300 1300 993 992 1560 2976
10 890 890 690 695 833 1450 11904
13 2200 2260 2610 2750 замерзла
14 1300 1360 1420 1500 замерзла
15 3400 3500 3580 3800 замерзла
18 3760 3800 3800 3800 замерзла

Для проведения ислледований антикоррозионных свойст вязко-пластичных систем и определения защитных свойств ингибитора  будем пользоваться методом снятия анодных поляризационных кривых, по результатам которого определяется качественная харрактеристика коррозионного процесса – максимальный ток коррозии. С помощью значения максимального тока коррозии определяется защитный показатель ингибитора коррозии.

При снятии поляризационных кривых испытуемый электрод, погруженный в электролит, включают в электрическую цепь и, изменяя величину потенциала наблюдают за изменением тока в цепи (потенциостатический метод) или, изменяя величину тока, наблюдают за изменением потенциала (гальваностатический метод). По двум параметрам строится поляризационная кривая.

Для исследования антикоррозионных свойств вязко-пластичных тампонажных растворов методом снятия анодных поляризационных кривых использовался прибор индикатор коррозии «Моникор-2М» и трехгорлая электрохимическая ячейка.

Электрохимическая ячейка – это устройство для проведения электрохимических испытаний, представляющая собой сосуд для электролита, в который погружены электроды.

Для оценки защитных свойств ингибитора коррозии в условиях агрессивной среды использовался 3%-ый раствор  NaCl.

Были сняты анодные поляризационные кривые 3%-ого  раствора NaCl, и 3%-ого раствора NaCl c добавлением 1% ингибитора коррозии.

В качестве антикоррозионного реагента были выбраны три ингибитора коррозии на основе органических соединений.

На рисунках 2 и 3 представленны результаты эксперемента, а именно анодные поляризационные кривые 3%-ого раствора NaCl и совмещенные анодные поляризационные кривые раствора NaCl до и после добавления ингибитора коррозии, показавшего лучшие результаты в отличие от двух других.

Таблица 2  — Результаты интерпретации анодных поляризационных кривых

Ингибитор Imax,mA I”max,mA K,%
Ингибитор №1 31,14 25,54 18
Ингибитор №2 42,065 15,874 62,3
Ингибитор №3 25,074 0,93 96,3

Рисунок 2. — Анодная поляризационная кривая 3%-ого раствора NaCl

Рисунок 3.Совмещенные анодные поляризационные кривые раствора

до и после добавления ингибитора коррозии №3

По результатам исследований наилучшие защитные свойства показал ингибитор коррозии №3 (САБ-3). САБ-3 — ингибитор коррозии, полученный из растительных масел, что означает его экологическую безопасность.

В результате лабораторных исследований получена композиция вязко-пластичной системы, условно названная ВПС-1, отличающаяся стабильностью прочностных свойств, термостойкостью в условиях отрицательных температур и высокими антикоррозионными свойствами, благодаря добавке ингибитора коррозии   на основе растительных масел САБ-3 (коэффициент защиты 96,3%).

Литература

  1. Шахмаев З.M., Рахматуллин В.Р. Технология заканчивания скважин. – Уфа, 1996. – 190 с.
  2. Шахмаев З.М., Кутепов А.И. Глинонефтеэмульсионные смеси для временного тампонирования скважин. – Уфа, 1966. – 65с.
    ВЯЗКО-ПЛАСТИЧНЫЕ СИСТЕМЫ ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН
    В данной статье представлена работа о вязко-пластичных системах для крепления скважин. Целью исследований была разработка глинонефтеэмульсионных смесей. В работе обоснована методика проведения исследований, обоснован состав вязко-пластичной системы, проведены исследования свойств вязко-пластичных систем. В ходе исследований подобрана композиция для крепления скважин на основе глинисто-водной суспензии, ингибитора коррозии на основе растительных масел (САБ-3м) и стабилизатора (глина) позволяющая регулировать ее вязко-упругие свойства и обладающая высокими антикоррозионными, эксплуатационными свойствами.
    Written by: Рахматуллин Валерий Раифович, Асфандиаров Лутфрахман Хабибрахманович, Рахматуллина Гузель Валерьевна, Салимов Роберт Явитович
    Published by: БАСАРАНОВИЧ ЕКАТЕРИНА
    Date Published: 12/22/2016
    Edition: euroasian-science.ru_25-26.03.2016_3(24)
    Available in: Ebook