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
- Шахмаев З.M., Рахматуллин В.Р. Технология заканчивания скважин. – Уфа, 1996. – 190 с.
- Шахмаев З.М., Кутепов А.И. Глинонефтеэмульсионные смеси для временного тампонирования скважин. – Уфа, 1966. – 65с.[schema type=»book» name=»ВЯЗКО-ПЛАСТИЧНЫЕ СИСТЕМЫ ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН» description=»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.» author=»Рахматуллин Валерий Раифович, Асфандиаров Лутфрахман Хабибрахманович, Рахматуллина Гузель Валерьевна, Салимов Роберт Явитович» publisher=»БАСАРАНОВИЧ ЕКАТЕРИНА» pubdate=»2016-12-22″ edition=»euroasian-science.ru_25-26.03.2016_3(24)» ebook=»yes» ]