Пенообразующий состав

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, в частности к подготовке цементирования обсадных колонн. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности очистки стенок скважины при более полном вытеснении и частичном растворении глинистого бурового раствора при подготовке к цементированию скважины за счет повышения вязкоупругих свойств пены. Пенообразующий состав, содержащий поверхностно-активное вещество - сульфонол, затравку - мел технический, стабилизатор устойчивости пены, воду, содержит в качестве стабилизатора устойчивости пены - тонкозернистый песок и дополнительно в качестве очищающего агента - соляную кислоту, в качестве ингибитора коррозии - уксусную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота 10-12, уксусная кислота 0,5-3, тонкозернистый песок 12-15, сульфонол 0,5-0,8, мел технический 5-8, вода остальное. 1 табл.

 

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, в частности к подготовке цементирования обсадных колонн.

Известен раствор для удаления полимерных кольматирующих образований (патент РФ №2042805, Е21В 43/27). Повышение скорости разрушения полимерных кольматирующих образований, осложняющих проводку скважины, обработку ствола скважины перед цементированием обсадных колонн, вторичное вскрытие пласта, освоение и капитальный ремонт скважин достигается за счет содержания в растворе водорастворимых соединений фосфора, поверхностно-активного вещества и воды. Недостатком данного изобретения является низкая эффективность очистки стенок скважины и вытеснения бурового раствора вследствии низких вязкоупругих свойств при его использовании в качестве буферной жидкости для цементирования обсадных колонн после использования для бурения глинистых растворов.

Известен способ пенокислотной обработки карбонатных коллекторов (Влияние скорости движения кислотных пен на эффективность обработок скважин. Уголев B.C., Конющенко Н.В. Нефтяное хозяйство, N6, с.39-42, 1972 г.). В способе в скважину вводится кислотная пена на основе 10%-й соляной кислоты. В качестве поверхностно-активных добавок использовали 1% синтанола МЦ; 1% катапина А; 1% ДС-РАС; 2% КМЦ+1,5% синтанола МЦ; 1% ОП-10. Пенокислотная обработка позволяет осуществлять более полную очистку призабойной зоны, улучшать условия освоения скважины в карбонатных коллекторах. Недостатком данного изобретения является низкая эффективность очистки стенок скважины и вытеснения бурового раствора вследствии низких вязкоупругих свойств при его использовании в качестве буферной жидкости для цементирования обсадных колонн после использования для бурения глинистых растворов.

Известен пенообразующий состав, принятый за прототип (патент РФ №2187533, опубл. 2002.08.20, С09К 7/08). Состав включает пресную воду, пенообразователь (поверхностно-активное вещество), стабилизатор и затравку, в качестве стабилизатора пены содержит модифицированный крахмал и сульфацелл, а в качестве затравки - мел технический, при этом состав дополнительно содержит алюмохлорид и кальцинированную соду при следующем соотношении компонентов, мас.%: пенообразователь 0,8-1,8; крахмал модифицированный 5,0-7,0; сульфацелл 0,18-0,3; мел технический 3,0-4,0; алюмохлорид 1,1-1,4; сода кальцинированная 0,6-0,8; пресная вода - остальное. Недостатком данного изобретения является низкая эффективность очистки стенок скважины и вытеснения бурового раствора вследствии низких вязкоупругих свойств при его использовании в качестве буферной жидкости для цементирования обсадных колонн после использования для бурения глинистых растворов.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности очистки стенок скважины при более полном вытеснении и частичном растворении глинистого бурового раствора при подготовке к цементированию скважины за счет повышения вязкоупругих свойств пены.

Технический результат достигается тем, что пенообразующий состав, содержащий поверхностно-активное вещество - сульфонол, затравку - мел технический, стабилизатор устойчивости пены, воду, согласно изобретению дополнительно содержит в качестве очищающего агента - соляную кислоту, в качестве ингибитора коррозии - уксусную кислоту, а в качестве стабилизатора устойчивости пены - тонкозернистый песок при следующем соотношении компонентов, мас.%:

соляная кислота	10-12
уксусная кислота	0,5-3
тонкозернистый песок	12-15
сульфонол	0,5-0,8
мел технический	5-8
вода	остальное

Применение предлагаемого пенообразующего состава для подготовки скважин к цементированию по сравнению с прототипом позволит повысить эффективность очистки стенок скважины при более полном вытеснении и частичном растворении глинистого бурового раствора за счет повышения вязкоупругих свойств пены.

Пенообразующий состав для использования в качестве буферной жидкости приготавливают следующим образом. Водный раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) сульфонола, соляной и уксусной кислот дозировочным насосом в необходимых пропорциях подается в смеситель трубного типа. В смеситель также подается газ (воздух), предварительно поступивший в эжектор, с помощью которого из соответствующей емкости захватывается определенная порция тонкозернистого песка с мелом. При этом ингредиенты подают в следующем соотношении компонентов, мас.%:

соляная кислота	10-12
уксусная кислота	0,5-3
тонкозернистый песок	12-15
сульфонол	0,5-0,8
мел технический	5-8
вода	остальное

После этого полученную аэрированную буферную жидкость (пену) с кратностью 180-200 подают в скважину для разделения цементировочного раствора от бурового раствора и скважинных флюидов, а также предварительной очистки стенок скважины от остатков глинистого бурового раствора.

Соляная кислота эффективно разрушает глинистую корку за счет коагуляции и частичного растворения глины. Это явление описано в работе Моргана З.В. (Морган З.В. Удаление глинистой корки перед цементажем. Реф. сборник, серия "Нефтепромысловое дело", вып.103, 1954 г.). При добавлении соляной кислоты менее 10 мас.% растворение и коагуляция глинистой корки недостаточно эффективны, что не позволяет достичь требуемого эффекта. Добавление соляной кислоты более 12 мас.% вызовет интенсивное коррозионное воздействие на скважинное оборудование, поэтому наиболее приемлемым и эффективным является интервал 10-12 мас.%.

Для ингибирования коррозии из-за воздействия соляной кислоты в пенообразующий вязкоупругий состав введена уксусная кислота в количестве 0,5-3 мас.%. При добавлении уксусной кислоты менее 0,5 мас.% эффекта ингибирования коррозии практически не наблюдается. Добавление более 3 мас.% уксусной кислоты не эффективно из-за отсутствия повышения ингибирующих свойств (они стабилизируются, так как максимальное количество соляной кислоты 12 мас.%),

Тонкозернистый песок добавляют в количестве 12-15 мас.%. Тонкозернистый песок используют в качестве стабилизатора устойчивости пены и для повышения ее вязкоупругих свойств. При добавлении песка менее 12 мас.% пена не обладает необходимой устойчивостью и вязкоупругими свойствами. При добавлении песка более 15 мас.% повышения устойчивости и вязкоупругих свойств состава не наблюдается, они находятся на одном и том же уровне. Особенности структурообразования и деформации пены заключаются в том, что при вводе твердых частиц повышаются ее вязкоупругие свойства - устойчивость, статическое напряжение сдвига и тиксотропное упрочнение. Для повышения эффективности вытеснения бурового раствора из застойных зон в пену вводят песок. Вязкоупругая пена обеспечивает высокую полноту вытеснения из-за того, что степень упругости при уменьшении локальной скорости деформации при течении в каналах переменного сечения возрастает и пена заполняет весь расширяющийся объем канала за минимальное время.

Для расчета модуля упругости пены Б.В.Дерягиным было выведено уравнение для модуля упругости пены:

Модуль упругости показывает, что пена должна вести себя как упругое тело несмотря на отсутствие упругости формы составляющих фаз. Пена с меньшими размерами пузырьков при одинаковом составе обладает большей структурно-механической прочностью. Высокой вязкостью обладают пены, имеющие меньшую скорость истечения жидкости и высокую вязкость адсорбционных слоев. Эти свойства присущи растворам, содержащим полярные группы, например жирные спирты или кислоты, которые сильно адсорбируются на поверхности раздела жидкость-газ. Установлено и подтверждено практикой (Слюсарев Н.И, Козловский А.Е, Лоскутов Ю.Н. Технология и техника бурения геологоразведочных скважин с промывкой пеной. СПб.: Недра, 1996, 179 с.), что свойствами пены можно управлять и задавать необходимые вязкоупругие свойства, различные реологические, кольматирующие и выносные характеристики потока. Вязкоупругие свойства систем можно оценивать по данным ротационной вискозиметрии. Реологические характеристики пены, нагруженной частицами песка, определялись с помощью ротационного вискозиметра ВСН-2.

Значения модуля упругости G пены в зависимости от содержания в ней песка, мас.% приведены в таблице.

Таблица
Содержание песка, мас.%	11	12	14	15	16
G, Па	143	253	273	285	285

Данные эксперимента подтверждают эффективность добавления тонкозернистого песка в количестве от 12 до 16 мас.%. Хорошие результаты вытеснения глинистого раствора получены с применением вязкоупругого разделителя, содержащего 1,8 м³ воды, 300 кг полиакриамида, 24 л смолы СФ-282 и 24 л формалина, но это очень сложный и дорогой состав. Лучшие результаты получаются при использовании пробки-разделителя пенной системой, нагруженной тонкозернистым песком и содержащей соляную кислоту. Такая пробка одновременно выполняет роль разделителя, тем самым исключает образование зоны смешения и очищает стенки скважины ("соскребает" шлам, растворяет и "соскребает" глинистую корку). Преимуществом пен является низкая плотность, высокие упруго-динамические характеристики, регулируемые в широких пределах, срок жизни (от нескольких дней до недель), т.е. на время, достаточное для спуска и цементирования обсадной колонны. Трехфазная пена обеспечивает закупорку пор пласта твердой фазой и пузырьками. Таким образом с помощью предлагаемого пенообразующего состава можно создавать малопроницаемый или непроницаемый слой, достаточно прочный и длительно существующий для обеспечения качественного цементирования скважин. Помимо высокого вытеснения предлагаемый пенообразующий состав обладает таким свойством, как почти полное отсутствие его смешения с цементировочным раствором при движении по стволу скважины, что в свою очередь повышает прочность цементного камня, в основном за счет сохранения паспортного водоцементного отношения.

Сульфонол добавляют в качестве поверхностно-активного вещества для получения пены необходимой кратности (для достижения наилучших результатов рекомендуется пена с кратностью 180-200). Кратность пены - соотношение объема пены к объему содержащегося в пене раствора. Рекомендуемое количество добавления сульфонола - 0,5-0,8 мас.%. Данное количество сульфонола позволяет получить необходимую кратность пены (от 180 до 200). При удалении твердых частиц (глинистых) пеной вокруг частичек создаются (образуются) адсорбционные оболочки и ослабляются связующие силы (за счет физико-химических явлений) и сил адгезии частиц к поверхности. При этом увеличивается стабильность пены, что препятствует обратному осаждению частиц. Адсорбция сульфонолом НП-1 наиболее полно протекает в кислых и щелочных растворах. Использование кислых растворов ограничивается их коррозионным действием на металл.

Технический мел используют в качестве затравки и добавляют в пенообразующий состав в количестве 5-8 мас.%. При твердении цементного раствора в результате контракционных эффектов глинистая корка и глинистый раствор, оставшийся в застойных зонах (не охваченных вытеснением буферной жидкостью), обезвоживаются, при этом образуется сеть каналов, по которым движется газ или флюид пласта. Глинистая корка на стенках скважины с одной стороны приводит к ухудшению качества разобщения пластов, а с другой стороны ее практически полное удаление может вызвать осложнения в процессе подготовки к цементированию скважин и цементирования, ухудшение физико-механических свойств цементного камня, и в конечном счете к некачественному разобщению пластов. Полное удаление глинистой корки со стенок скважины, например, с помощью соляной кислоты, может привести к отрицательным последствиям в результате ухода жидкой фазы и продуктов гидратации цементного раствора на начальной стадии твердения. Наиболее рациональным вариантом является удаление глинистой корки с одновременной кольматацией проницаемых пластов (проницаемых интервалов скважины). Явление кольматации можно эффективно использовать для повышения качества разобщения пластов. Кольматация порового пространства пеной обусловлена ее высокими вязкоупругими и упругодинамическими свойствами, а также глубоким проникновением пузырьков пены вместе с твердыми частицами (например песком или мелом) в пласт. Декольматация пласта практически невозможна в течение длительного периода. Преимущество использования технического мела (Слюсарев Н.И, Козловский А.Е, Лоскутов Ю.Н. Технология и техника бурения геологоразведочных скважин с промывкой пеной. СПб.: Недра, 1996, 179 с.) заключается в том, что продуктивные пласты (интервалы скважины) кольматируются временно, на период до освоения скважины, спуска обсадной колонны, ее цементирования и перфорации. Мел растворяется при освоении скважины и способствует хорошей адгезионной связи, например с портландцементом. Растворимость мела в слабых растворах соляной кислоты позволяет использовать его как кольматант независимо от глубины его проникновения в проницаемый интервал. Как оксид кальция мел обеспечивает прочную связь пород, поровое пространство которых он заполняет с портландцементом при креплении скважин. При добавлении мела менее 5 мас.% кольматация стенок скважины недостаточно эффективна и практически не влияет на качество цементирования. Добавление мела более 8 мас.% может привести к выпадению мела по мере движения буферной жидкости (пены) в стволе скважины.

Вязкоупругие свойства пенообразующего состава также способствуют эффективному разделению цементировочного раствора от глинистого бурового раствора, что способствует повышению качества цементирования скважин. Для визуального наблюдения за процессом вытеснения в качестве стенки скважины был выбран набор стеклянных трубок переменного сечения. Внутренний диаметр циллиндрической части трубы составлял 46 мм, а в расширяющейся части 86 мм. Расширяющиеся участки были представлены в виде сфер (по окружности) и полусфер (расширение в сторону от оси). Труба, имитирующая участок скважины устанавливалась вертикально и заполнялась глинистым раствором. Показателем вытеснения служила степень вытеснения П_в. При вытеснении водой степень вытеснения составила 0,72; при вытеснении пеной с 0,5 мас.% сульфонола степень вытеснения повысилась до 0,81; при вытеснении пеной на основе предлагаемого пенообразующего состава степень вытеснения составила 0,988.

Далее приготовленный пенообразующий вязкоупругий состав в качестве буферной жидкости подают по трубам в цементируемую скважину через циркуляционную систему. В цементируемом интервале пенообразующий состав разрушает и вытесняет остатки глинистого бурового раствора, что способствует повышению качества цементирования скважин. Пенообразующий состав вытесняют из скважины цементным раствором и подвергают утилизации известными способами. После необходимой выдержки для набора цементным раствором прочности скважину промывают, осваивают и перфорируют.

Примеры реализации изобретения.

Пример 1. Готовят пенообразующий состав с кратностью 180-200 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

соляная кислота	9
уксусная кислота	0,4
тонкозернистый песок	11
сульфонол	0,4
мел технический	4
вода	75,2

Полученная пена характеризуется следующими свойствами. Вытеснение глинистого раствора недостаточно эффективно. Ингибирования коррозии практически не наблюдается. Пена не обладает необходимыми вязкоупругими свойствами, устойчивость пены ограничена временем. Необходимая кратность достигается при длительном аэрировании состава. Кольматация стенок скважины недостаточна эффективна.

Пример 2. Готовят пенообразующий состав при следующем соотношении компонентов, мас.%:

соляная кислота	10
уксусная кислота	0,5
тонкозернистый песок	12
сульфонол	0,5
мел технический	5
вода	72

Полученная пена характеризуется следующими свойствами. Вытеснение глинистого раствора эффективно. Наблюдается ингибирование коррозии. Пена устойчива и обладает необходимыми вязкоупругими свойствами. Необходимая кратность достигается без длительного аэрирования состава. Кольматация стенок скважины эффективна.

Пример 3. Готовят пенообразующий состав при следующем соотношении компонентов, мас.%:

соляная кислота	11
уксусная кислота	2
тонкозернистый песок	13,5
сульфонол	0,7
мел технический	7
вода	65,8

Полученная пена характеризуется следующими свойствами. Вытеснение глинистого раствора более эффективно. Наблюдается ингибирование коррозии. Пена устойчива и обладает хорошими вязкоупругими свойствами. Необходимая кратность достигается без длительного аэрирования состава. Кольматация стенок скважины более эффективна.

Пример 4. Готовят пенообразующий состав при следующем соотношении компонентов, мас.%:

соляная кислота	12
уксусная кислота	3
тонкозернистый песок	15
сульфонол	0,8
мел технический	8
вода	61,2

Полученная пена характеризуется следующими свойствами. Вытеснение глинистого раствора очень эффективно. Наблюдается ингибирование коррозии. Пена устойчива и обладает хорошими вязкоупругими свойствами. Необходимая кратность достигается без длительного аэрирования состава. Кольматация стенок скважины наиболее эффективна.

Пример 5. Готовят пенообразующий состав при следующем соотношении компонентов, мас.%:

соляная кислота	13
уксусная кислота	3,1
тонкозернистый песок	16
сульфонол	0,9
мел технический	9
вода	58

Полученная пена характеризуется следующими свойствами. Вытеснение глинистого раствора эффективно. Наблюдается интенсивное коррозионное воздействие. Повышения устойчивости и вязкоупругих свойств пены не наблюдается. Необходимая кратность достигается длительным аэрированием состава, пенообразующая способность состава падает из-за мицеллобразования. Наблюдается выпадение мела при движении по стволу скважины.

Применение пены на основе предлагаемого пенообразующего состава в качестве буферной жидкости при подготовке к цементированию скажины обеспечивает следующие преимущества:

- наиболее полное вытеснение и частичное растворение остатков глинистого бурового раствора;

- повышение качества крепления скважины за счет временной кольматации стенок скважины;

- повышение прочности цементного камня и его сцепления со стенками скважины и обсадной колонны.

Пенообразующий состав, содержащий поверхностно-активное вещество - сульфонол, затравку - мел технический, стабилизатор устойчивости пены, воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит в качестве очищающего агента соляную кислоту, в качестве ингибитора коррозии - уксусную кислоту, в качестве стабилизатора устойчивости пены - тонкозернистый песок при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота	10-12
Уксусная кислота	0,5-3
Тонкозернистый песок	12-15
Сульфонол	0,5-0,8
Мел технический	5-8
Вода	Остальное