Пенообразующий состав для глушения скважин

 

Состав относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к пенообразующим составам, и может быть использован для глушения скважин при проведении ремонтных работ в условиях аномально низких пластовых давлений. Техническим результатом является повышенная устойчивость и блокирующие свойства пенообразующего состава, при этом сохраняется естественная проницаемость продуктивных пластов после деблокирования, что сокращает время освоения скважин. Пенообразующий состав для глушения скважины содержит, мас.%: смесь поверхностно-активных веществ, одним из компонентов которой является конденсированная сульфит-спиртовая барда КССБ в виде водного раствора 25%-ной концентрации 17-19, другим компонентом - кубовые остатки производства фурфурилового спирта КОФС 0,05-0,22, стабилизатор пены -углеводородная жидкость 12-15, твердая фаза - торф 3-7, водная фаза - водный раствор хлорида кальция плотностью 1180-1200 кг/м³ - остальное. 1 табл., 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к пенообразующим составам, и может быть использовано для глушения скважин при проведении ремонтных работ в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Анализ существующего уровня техники показал следующее: Известен состав для глушения скважин, имеющий следующую рецептуру, мас. %: Лигнин - 8,0-15,0 Щелочь - 0,3-5,0 КМЦ - 0,2-0,6 ПАВ - 0,01-0,15 Нефтепродукт - 1,0-5,0 Этилендиамин - 0,05-1,5 Вода - Остальное (см. а. с. N1175951 от 30.01.84 г. по кл. C 09 K 7/00, опубл. в ОБ N 32, 1985 г.).

Недостатком указанного состава является неустойчивость системы, низкая блокирующая способность, незначительное снижение проницаемости пластов после проведения ремонтных работ.

Недостаточная устойчивость (стабильность) системы определяется ее компонентным составом и количественным соотношением ингредиентов и не обеспечивает возможности применения жидкости в процессе долговременных ремонтно-восстановительных работ. Низкая блокирующая способность обусловлена невысокими реологическими параметрами, что не позволяет использовать состав для глушения скважин с аномально низкими пластовыми давления и коллекторами трещиноватого типа с высокой проницаемостью. Низкие значения пластической вязкости и динамического напряжения сдвига придают составу способность глубоко проникать в пласт и даже поглощаться пластом, а структурно-механические свойства образующегося блокирующего экрана не обеспечивают возможности создания повышенной репрессии на пласт. Это ограничивает область применения состава его использованием для скважин с продуктивными пластами небольшой мощности и низкой проницаемости. Имеет место незначительное снижение проницаемости продуктивных пластов после обработки таким составом. Отсутствие тиксотропности и низкие реологические параметры обусловливают легкое удаление состава из пласта (как и проникновение в него), что при слабой закупоривающей способности не может являться показателем эффективности проведения ремонтно-восстановительных работ.

Наиболее близким аналогом является пенообразующий состав для глушения скважин, имеющий следующий состав, мас.%:
Пенообразователь - сульфонол или ОП-10 - 1-3
Бентонит - 1-3
Полиакриламид - 0,5-0,7
Конденсированная сульфит-спиртовая барда КССБ-4 - 5-8
Пресная вода - Остальное
(авторское свидетельство СССР N1208192, E 21 B 33/138, 30.01.1986).

Недостатком указанного пенообразующего состава является неустойчивость системы, низкая блокирующая способность, снижение проницаемости пластов после проведения ремонтных работ, а также значительные затраты времени на освоение скважины.

Недостаточная блокирующая способность пенной системы обусловлена ее компонентным составом, позволяющим получить трехфазную пену, структурно-механические свойства которой не обеспечивают возможности выдерживать высокие значения репрессии на пласт. Это связано с тем, что при действии перепада давления более 6 МПа происходит быстрое разрушение пены в результате истечения междупленочной жидкости (синерезиса), диффузии газа между пузырьками и разрыва индивидуальных пленок пены, обусловленного слабыми силами сцепления между отдельными молекулами адсорбционного слоя. Синерезис является результатом недостаточной устойчивости (стабильности) данного состава несмотря на присутствие твердой фазы (глинистых частиц), которая за счет прилипания твердых частиц к пузырькам воздуха способствует утолщению и упрочнению поверхностной пленки.

После деблокирования пласта и освоения скважины происходит некоторое уменьшение его естественной проницаемости, обусловленное осаждением из пенной системы ее твердого наполнителя - глины при разрушении пены в процессе ремонтно-восстановительных работ. Осаждение твердой фазы и кольматация порового пространства пласта глинистыми частицами, способными взаимодействовать с породой пласта и насыщающими его флюидами, обусловливают необходимость деблокирования пласта при повышенных депрессиях с целью наиболее полного восстановления его естественной проницаемости.

Помимо вышеуказанных причин проницаемость продуктивного пласта может уменьшаться в результате переупаковки отдельных частиц породы при создании повышенной депрессии на пласт во время деблокирования.

Период освоения скважин после проведения ремонтных работ увеличивается в результате дополнительных операций по деблокированию, обусловленных кольматацией перового пространства пласта трудноизвлекаемой твердой фазой.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему:
- повышается устойчивость пенообразующего состава, что обеспечивает возможность проведения долгосрочных ремонтных работ в скважинах с различными горно-геологическими условиями,
- повышаются блокирующие свойства состава, что позволяет осуществлять глушение скважин с аномально низким пластовым давлением АНДП и коллекторами различной проницаемости,
- сохраняется естественная проницаемость продуктивных пластов после деблокирования, что сокращает время освоения скважин.

Технический результат достигается тем, что пенообразующий состав для глушения скважин, состоящий из смеси поверхностно-активных веществ ПАВ, одним из компонентов которой является конденсированная сульфит-спиртовая барда КССБ, стабилизатора пены, твердой и водной фаз, содержит КССБ в виде водного раствора 25%-ной концентрации, в качестве другого компонента смеси ПАВ - кубовые остатки производства фурфурилового спирта КОФС, в качестве стабилизатора пены - углеводородную жидкость, в качестве твердой фазы - торф, в качестве водной фазы - раствор хлорида кальция плотностью 1180- 1200 кг/м³ при следующем соотношении компонентов, мас.%:
КОФС - 0,05-0,22
КССБ водный раствор 25%-ной концентрации - 17-19
Углеводородная жидкость - 12-15
Торф - 3-7
Водный раствор хлорида кальция плотностью 1180-1200 кг/м³ - Остальное,
КОФС используют по ТУ 64-5312-03-69, они имеют следующий состав, мас.%:
Фурфуриловый спирт - 63,79
Фурфурол - 2,06
Тетрагидрофурфуриловый спирт - 1,43
Сильван - 0,58
Вода - 0,14
Фуран - 0,03
Диолы - Остальное,
КССБ используют по ТУ 39-094-75, хлорид кальция - по ГОСТу 4460-77. В качестве углеводородной жидкости применяют дизтопливо или газоконденсат, ГОСТ 305-82.

Торф представляет собой органогенную породу, образованную скоплением остатков растений, подвергшихся неполному разложению в условиях болот при затрудненном доступе воздуха и большой влажности. Сухое вещество торфа состоит из неполностью разложившихся растительных остатков, продуктов разложения растительных тканей в виде частиц или агрегатов перегноя (гумуса), минеральных веществ. Содержание органического компонента в торфе составляет 80-99% на сухое вещество, гуминовых соединений в органическом компоненте - в пределах 16-86%.

Совместное применение используемых ингредиентов позволяет получить пенообразующий состав для глушения скважин с АНПД, обладающий комплексом технологических свойств, обеспечивающих эффективность проведения ремонтных работ. Это обусловлено следующими физико-химическими процессами в многокомпонентной системе предлагаемого состава:
1. При взаимодействии лигносульфонатов КССБ с компонентом КОФС - фурфуриловым спиртом - образуется сложный эфир по схеме (фиг.1).

2. Имеющийся в составе КССБ фенол благодаря активирующему действию гидроксильной группы может быть алкилирован фурфуриловым спиртом КОФС (фиг.2).

3. Фурфуриловый спирт и присутствующий в составе КССБ формальдегид могут образовывать ацетали в соответствии со схемой на фиг.3.

4. Схема укрупнения молекул лигносульфонатов при взаимодействии их с хлоридом кальция приведена на фиг.4,а,б.

Макромолекулы лигносульфонатов представляют собой неупорядоченные ветвистые спирали с различной степенью уплотнения. Низкомолекулярные фракции могут иметь линейный характер. Отчетливая полидиспероность, наличие заряда, высокая степень диссоциации указывают, что преимущественное значение имеют сильно ассоциированные высокогидрофильные полиионы. Строение их в виде ароматических цепей с включенными в них функциональными группами определяет дипольный характер, поверхностную активность и высокую адсорбционную способность лигносульфонатов.

При взаимодействии лигносульфонатов с хлоридом кальция, являющимся одним из компонентов пенообразующего состава, происходит укрупнение их молекул, обусловленное конденсирующим действием поливалентных катионов (Ca²⁺). При этом появляется новая коллоидальная фаза, которая в результате адсорбции на поверхности пузырьков, образующихся от вспенивания системы, совместно с получаемыми в соответствии с вышеприведенными реакциями по фиг. 1 - 3 ВМС, способствует увеличению прочности поверхностного адсорбционного слоя и повышению стабильности пузырьков (устойчивость пены).

Стабилизация пен обусловливается наличием сил сцепления между отдельными молекулами адсорбционного слоя, а также подвижностью этих молекул, которая обеспечивает быстрое восстановление деформаций, возникающих при возможном истечении жидкости из пленки пузырьков.

Стабилизации пены способствует также упрочнение адсорбционных слоев пузырьков воздуха образовавшимися глобулами углеводородной жидкости УЖ, которые являются второй дисперсной фазой (помимо воздуха) в водной дисперсной среде. При этом ПАВ на основе лигносульфонатов модифицированной КССБ в соответствии с реакциями на фиг.1-4 адсорбируются на поверхности капли УЖ, ориентируясь гидрофобными концами в сторону капель УЖ, а гидрофильными - в водный раствор. Такие глобулы способствуют упрочнению окружающих воздушный пузырек поверхностных слоев адсорбционной пленки, препятствуя истечению жидкости из пены.

Получение пенной системы с высокой стабильностью обусловливает возможность равномерного распределения в ней частиц торфа, выполняющих роль твердой фазы. Органоминеральный состав торфа предопределяет возможность его физико-химического взаимодействия с образующими пенную систему компонентами, в результате которого резко повышаются структурно-механические свойства пенообразующего состава в целом, его устойчивость внешнему воздействию. Устойчивость пенного состава повышается с увеличением прочности прилипания твердых частиц торфа к пузырькам воздуха.

При продавливании в пласт заявляемого пенообразующего состава его блокирующие свойства реализуются благодаря образованию в порах и каналах пласта сетчатой структуры из волокон и отдельных частиц торфа, ячейки которой заполнены пеной. Частицы торфа, обладающие достаточной прочностью и эластичностью, удерживаются на неровной поверхности породы за счет волокнистых образований и способности цепляться за шероховатости и выступы породы по мере продвижения в пласт. Образующийся при этом сетчатый каркас имеет свойство "обратного клапана": выдерживает высокие перепады давления на пласт, т. е. в направлении закачки пенообразующего состава (до 42 МПа, см. акт испытаний), но легко деблокируется из пласта при незначительных депрессиях (всего 0,1-0,5 МПа), что способствует сохранению естественной проницаемости пласта.

Таким образом, повышение блокирующего действия состава обусловлено совокупностью свойств собственно пены, имеющей высокую устойчивость, и торфяного наполнителя, способствующего повышению стабильности системы и образующего прочный армирующий каркас. При этом из-за волокнистого строения торфа пенообразующий состав отличается от известных тем, что не проникает в пласт на большую глубину даже при условии его высокой проницаемости. Это в значительной степени облегчает удаление состава из пласта при деблокировании в процессе завершения ремонтных работ и является одним из основных условий восстановления его фильтрационноемкостных свойств.

Использование кубовых остатков производства фурфурилового спирта не выявлено по имеющимся источникам.

Известно использование фурфурола (реагент входит в состав кубовых остатков) в способе обработки цементных растворов для крепления скважин с целью повышения механической прочности и увеличения сроков замедления схватывания (см. а. с. N 323543, E 21 B 33/138, опубл. в ОБ N 1, 1971 г.), в композициях для крепления скважин с целью повышения устойчивости состава к воздействию пластовых флюидов при повышенных температурах (см. а.с. 1629479 E 21 B 33/138, опубл. в ОБ N 7, 1991г.), клеящих составах с целью увеличения адгезии к мокрым поверхностям и нетвердеющим герметизирующим мастикам и повышения прочности клеевого шва (см. а.с. N 724546, C 09 I 3/12, опубл. в ОБ N 12, 1980 г.).

Известно использование фурфурилового спирта (реагент входит в состав кубовых остатков) в тампонажном растворе с целью повышения прочности цементного камня в ранние сроки твердения в качестве пеногасителя (см.а.с. N 675169, E 21 B 33/138, опубл. в ОБ N 27, 1979 г.), с целью получения тампонажного раствора при низкой водоотдаче и повышенной прочности в качестве пеногасителя (см. а.с. N 684129, E 21 B 33/138, опубл. в ОБ N 33, 1979 г.), в клеевых композициях в смеси с органическими реагентами для целей повышения прочности склеивания и ускорения контактного схватывания (см.а.с. N 642348, C 09 3/14, опубл. в ОБ N2, 1979 г.).

Известно использование углеводородной жидкости (нефти, вазелинового масла, веретенного масла, циклогексана) в пенообразующем растворе для ограничения водопритока в скважину с целью повышения стабилизирующей способности (см. а.с. N933962, E 21 B 43/32) в пенообразующем составе для освоения скважин с целью повышения устойчивости пены в смеси с ССБ или СДБ (см.а.с. N 1398510, E 21 B 43/25).

Известно использование торфа в качестве реагента для бурового раствора с целью обеспечения снижения показателя водоотдачи бурового раствора в условиях минеральной агрессии при одновременном повышении его структурных параметров (см.а.с. N945163, C 09 К 7/02, опубл. в ОБ N27, 1982 г.).

Таким образом, использование в составе КОФС в смеси с углеводородной жидкостью и торфом в растворе хлористого кальция не выявлено по имеющимся источникам.

Заявляемый состав обладает изобретательским уровнем.

Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами.

Пример 1
К 159 мл 25%-ного раствора КССБ (ρ = 1070 кг/м³), что составляет 17 мас. %, приливают 0,46 мл КОФС (ρ = 1090 кг/м³), что составляет 0,05 мас.%, 143 мл дизтоплива (ρ = 840 кг/м³), что составляет 12 мас.%, и 576 мл водного раствора хлорида кальция (ρ = 1180 кг/м³). В полученную смесь жидкостей вводят 30 г (3 мас.%) воздушно-сухого торфа и состав тщательно перемешивают.

Полученный состав нагнетают в керн при максимально выдерживаемом пенной системой перепаде давления и оставляют на 24 ч. Затем определяют блокирующие свойства состава по давлению прорыва пенного экрана и обратной промывкой керна определяют давление деблокирования.

Пенообразующий состав имеет следующие свойства: устойчивость - 84600 с/см³, давление прорыва пенного экрана (блокирующие свойства) - 23 МПа, давление деблокирования - 0,10 МПа, коэффициент восстановления проницаемости керна - 0,96.

Пример 2
Готовят пенообразующий состав, содержащий следующие компоненты: КССБ - 178 мл/19 мас. % 25%-ного р-ра (ρ = 1070 кг/м³); КОФС - 2,02 мл/0,22 мас.% (ρ = 1090 кг/м³); газоконденсат - 208 мл/15 мас.% (ρ = 720 кг/м³); раствор хлорида кальция - 490 мл/58,78 мас.% (ρ = 1200 кг/м³); торф - 70 г/7 мас.%.

Далее производят все операции так, как указано в примере N 1.

Пенообразующий состав имеет следующие свойства: устойчивость - 129600 с/см³, давление прорыва пенного экрана - 42 МПа, давление деблокирования - 0,50 МПа, коэффициент восстановления проницаемости керна - 0,92.

Пример 3
Готовят пенообразующий состав, содержащий следующие компоненты: КССБ - 168 мл/18 мас. % 25%-ного р-ра (ρ = 1070 кг/м³); КОФС - 1,19 мл/0,13 мас.% (ρ = 1090 кг/м³); дизтопливо - 155 мл/13 мас.% (ρ = 840 кг/м³); раствор хлорида кальция - 537 мл/63,87 мас.% (ρ = 1190 кг/м³); торф - 50 г/5 мас.%.

Далее производят все операции так, как указано в примере N 1.

Пенообразующий состав имеет следующие свойства: устойчивость - 103680 с/см³, давление прорыва пенного экрана - 38 МПа, давление деблокирования - 0,30 МПа, коэффициент восстановления проницаемости керна - 0,94.

Пример 4
Готовят пенообразующий состав, содержащий следующие компоненты: КССБ - 150 мл/16 мас. % 25%-ного р-ра (ρ = 1070 кг/м³); КОФС - 1,28 мл/0,04 мас.% (ρ = 1090 кг/м³); дизтопливо - 131 мл/11 мас.% (ρ = 840 кг/м³); раствор хлорида кальция - 596 мл/70,96 мас.% (ρ = 1190 кг/м³); торф - 20 г/2 мас.%.

Далее производят все операции так, как указано в примере N 1.

Пенообразующий состав имеет следующие свойства: устойчивость - 71600 с/см³, давление прорыва пенного экрана - 10 МПа, давление деблокирования - 0,07 МПа, коэффициент восстановления проницаемости керна - 0,96.

Пример 5
Готовят пенообразующий состав, содержащий следующие компоненты: КССБ - 187 мл/20 мас. % 25%-ного р-ра (ρ = 1070 кг/м³); КОФС - 2,11 мл/0,23 мас.% (ρ = 1090 кг/м³); газоконденсат - 222 мл/16 мас.%, (ρ = 720 кг/м³); раствор хлорида кальция - 469 мл/55,77 мас.% (ρ = 1190 кг/м³); торф - 80 г/8 мас.%.

Далее производят все операции так, как указано в примере N 1.

Пенообразующий состав имеет следующие свойства: устойчивость - 130800 с/см³, давление прорыва пенного экрана - 37 МПа, давление деблокирования - 0,10 МПа, коэффициент восстановления проницаемости керна - 0,90.

Составы и результаты испытаний приведены в таблице.

Содержание КССБ в составе менее 17 мас.%, КОФС - менее 0,05 мас.%, а углеводородной жидкости менее 12 мас.% не обеспечивает образования пенной системы с повышенной устойчивостью из-за снижения структурно-механических свойств пены.

Содержание КССБ в составе более 19 мас.%, КОФС - более 0,23 мас.%, а углеводородной жидкости - более 15 мас.% экономически нецелесообразно, т.к. значительного повышения технологических свойств состава не происходит.

Содержание торфа в составе менее 3 мас.% уменьшает устойчивость и блокирующий эффект пенной системы, а более 7 мас.% снижает коэффициент восстановления проницаемости керна.

Применение водного раствора хлорида кальция плотностью менее 1180 кг/м³ снижает устойчивость состава и его блокирующие свойства в результате недостаточного количества хлорида кальция для полного взаимодействия с лигносульфонатами КССБ, а применение раствора хлорида кальция плотностью выше 1200 кг/м³ нецелесообразно, т. к. улучшения технологических свойств состава не происходит.

По сравнению с прототипом заявляемый пенообразующий состав имеет повышенные в 6,5-8,0 раз устойчивость и в 4-7 раз давление прорыва пенного экрана, при этом давление деблокирования уменьшается в 7-35 раз, а коэффициент восстановления проницаемости увеличивается на 25-28%.

Практическая реализация состава и технологии глушения скважин базируются на использовании стандартного насосного и компрессорного оборудования. Для получения данного состава в промысловых условиях рекомендуется применение блока приготовления спецжидкостей для капитального ремонта скважин, а для закачки его в скважину используется жидкостно-газовый эжектор.

Формула изобретения

Пенообразующий состав для глушения скважин, состоящий из смеси поверхностно-активных веществ (ПАВ), одним из компонентов которой является конденсированная сульфит-спиртовая барда КССБ, стабилизатора пены, твердой и водной фаз, отличающийся тем, что он содержит КССБ в виде водного раствора 25%-ной концентрации, в качестве другого компонента смеси ПАВ - кубовые остатки производства фурфурилового спирта (КОФС), в качестве стабилизатора пены - углеводородную жидкость, в качестве твердой фазы - торф, в качестве водной фазы - водный раствор хлорида кальция плотностью 1180 - 1200 кг/м³ при следующем соотношении компонентов, мас.%:
КОФС - 0,05 - 0,22
КССБ водный раствор 25%-ной концентрации - 17 - 19
Углеводородная жидкость - 12 - 15
Торф - 3 - 7
Водный раствор хлорида кальция плотностью 1180 - 1200 кг/м³ - Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6